Анализ неоднородностей электроэнерrетических систем - Войтов О.Н.
ISBN 5-02-031231-2
Скачать (прямая ссылка):
свойствами, т.е. она инвариантна к возмущениям.
Необходимо отметить, что понятие когерентности имеет смысл и для установившихся режимов. Л.А. Жуков [4] рассмотрел с позиций когерентности задгчу определения предельного перетока по связи
(сечению) последовательной ее загрузкой. При этом по аналогии с когерентным движением генераторов в переходном процессе при загрузке анализируемой связи наблюдается сходное изменение углов ЭДС некоторых генераторов (или фаз напряжений на их шинах).
Отмеченная аналогия позволила в [4] распространить подходы к выявлению когерентности, разработанные первоначально для динамических режимов, на некоторые задачи установившихся режимов
На рис. 1.7 изображены кривые переходных процессов еще для двух ситуаций тестовой схемы. Несмотря на кажущееся сходство
бЪ^сИ ?, рад / с
а
б
50
40
30
20
10
0
-10
-20
50
40
30
20
10
о
о
0.5
1.0
1.5
3
-10
о
0.5
1.0
1.5 t,c
Рис. 1.7. Зависимость от времени скольжений пяти генераторов тестовой
схемы: при отключении линии 100—102 (а) и линии 200—202 (б).
1.1. НЕОДНОРОДНОСТЬ ЭЭС И ЕЕ ПРОЯВЛЕНИЯ
15
кривых в обеих ситуациях, наибольшей сенсорностью (наименьшей когерентностью) в ситуации рис. 1.7, а обладает пара генераторов 201 и 101, а в ситуации рис. 1.7, б — пара 201 и 203 (в то время как именно эти генераторы в ситуации рис. 1.7, а являются наименее сенсорными). При примерно одинаковой взаимной когерентности генераторов 1, 3 и 101 в обеих ситуациях самые сенсорные пары (и соответственно самые слабые связи) оказываются в этих ситуациях различными. Это принципиально, так как указывает на качественно различные реакции ЭЭС в этих двух ситуациях и, значит, подразумевает различные меры, которые должны быть предприняты (превентивно или по факту возмущения).
По локализации сенсоров и слабых мест ситуация рис. 1.7, а будет сходной по реакции ЭЭС с ситуацией рис. 1.5. В этом можно убедиться, проранжировав пары генераторов в порядке убывания
сенсорности (возрастания когерентности),
для обеих ситуаций
ранжировка одинакова: 201—101, 203—101, 201
203
201
203
3-101, 1
101, 1
201—203 (при этом некоторые пары
практически неразличимы по когерентности). Соответственно и меры предотвращения или ликвидации последствий этих двух ситуаций должны быть едиными.
Еще более очевидным это сходство становится, если рассматривать кривые переходного процесса ситуации рис. 1.5 на большем интервале времени (рис. 1.8). Сопоставляя рис. 1.8 и 1.7, д, можно видеть полное качественное совпадение реакций ЭЭС при отключении одной цепи ли-
нии 5—8 и полном отключении линии 100—202 (только в первом случае реакция оказывается "более растянутой" во времени).
Приведенный пример показывает, что сенсорные генераторы и слабые связи в динамике действительно зависят от конк-
dдj/dt ,рад / с
60
50
40
ретного возмущения.
Вместе с
30
тем сенсорность и слабость проявляются в одних и тех же местах для целого ряда возмущений.
20
Две из трех рассмотренных здесь
ситуаций (рис. 1.5 и 1.7,
ока-
10
Рис. 1.8. Зависимость от времени абсолютных скольжений генераторов при отключении одной
о
линии 5—8 тестовой схемы.
ЦеПИ ДВуХЦеПНОИ _-|0
101
о
0.5 1.0 15 2.0 2.5 г. с
16
Гл. 1. ВВЕДЕНИЕ В ПРОБЛЕМУ
запись более сходными между собой, чем каждая из них с третьей (рис. 1.7, б).
Проблема чувствительности и неоднородности применительно к динамическим режимам ЭЭС имеет свою специфику по сравнению с установившимися режимами [5—7].
С точки зрения поведения ЭЭС в динамических режимах неоднородности в системе целесообразно связывать с ее конкретными проявлениями — нарушениями устойчивости и неблагоприятным развитием аварийных процессов. С этих позиций можно говорить о двух группах причин таких проявлений:
1) неоднородности в электрической сети, определяемые ее структурой и параметрами элементов и ограничивающие пропускные способности связей по различным сечениям в нормальных и послеаварийных режимах;
2) неблагоприятные сочетания динамических параметров элементов ЭЭС (постоянные инерции синхронных и асинхронных машин; параметры, в том числе коэффициенты настройки систем регулирования генераторов, синхронных компенсаторов, статических источников реактивной мощности (ИРМ), преобразователей для передач постоянного тока (ППТ), параметры настройки про-тивоаварийной автоматики (ПА)).
Указанные две группы факторов необходимо рассматривать совместно, их разделение условно. Известно, например, что оптимальная настройка коэффициентов регулирования автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) сильного действия синхронных машин способствует повышению пропускных способностей связей [8], аналогичный эффект дает правильная настройка систем регулирования управляемых ИРМ, ППТ [9, 10 и др.]. Правильно выбранные коэффициенты АРВ могут подавить неблагоприятное с точки зрения устойчивости ЭЭС влияние малых постоянных инерции синхронных компенсаторов и гидроагрегатов капсульного типа. И наоборот, неправильно выбранные и неоптимальные настройки систем управления и ПА способны привести к нарушению устойчивости по, казалось бы, сильным связям. Таким образом, системы управления и ПА могут существенно изменить соотношение неоднородностей в электрической сети, усиливая одни сечения между группами генераторов и ослабляя другие. В результате нарушение устойчивости и нежелательное развитие аварийных процессов могут происходить по другим динамически слабым местам, чем выявленные путем анализа параметров электрической сети.
