Аналіз динамічної стійкості генераторів ДТЕК Добротвірська ТЕС після модернізації системи збудження ТГ-8
Автор: Івасько Назарій Степанович
Кваліфікаційний рівень: магістр
Спеціальність: Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка
Інститут: Інститут енергетики та систем керування
Форма навчання: денна
Навчальний рік: 2023-2024 н.р.
Мова захисту: українська
Анотація: Стійкість енергосистеми – це здатність енергосистеми повертатися до сталого режиму роботи після різного роду збурень без переходу до асинхронного режиму. Стійкість енергосистеми визначається статичною і динамічною стійкістю. Динамічна стійкість – це здатність енергосистеми повертатись до усталеного режиму після значних збурень, за яких зміни параметрів режиму порівнюються із значеннями цих параметрів без переходу до асинхронного режиму. Вимоги до стійкості енергосистем При проектуванні енергосистеми за нормальної схеми та при максимально-допустимому перетоці стійкість під час збурень групи І у мережі 500 кВ і нижче повинна забезпечуватись без застосування засобів АЗПС. У разі відключення елемента мережі 750 кВ, у тому числі внаслідок неуспішного ОАПВ після однофазного КЗ, стійкість можна забезпечувати із застосуванням засобів АЗПС, але без дії на розвантаження АЕС, та за обсягу потужності навантаження, що відключається дією САВН, не більшої ніж 30% від потужності, що передається в перетині, і не більшої ніж 5 % – 7 % від навантаження приймальної енергосистеми (максимальне значення відноситься до енергосистеми, мінімальне – до ОЕС України). Під час експлуатації енергосистеми статична і динамічна стійкість повинна забезпечуватись без застосування засобів АЗПС у нормальній схемі та за максимально-допустимого перетоку в разі збурення групи І, за винятком випадків, коли: – виконання цієї вимоги призводить до необхідності обмеження електропостачання споживачів чи недопустимого спрацювання гідроресурсів; – унаслідок збурення межа статичної стійкості в контрольованому перетині зменшується більше ніж на 25 %. Магістерська кваліфікаційна робота присвячена дослідженню умов збереження динамічної стійкості генераторів Добротвірської ТЕС. Аналіз динамічної стійкості режимів електричної мережі для нормативних збурень проведено в програмному комплексі ДАКАР ЕЛЕКС [2, 4]. Це дозволило зробити висновки про вплив заміни системи збудження енергоблоку ТГ-8 на стійкість кожного з генераторів та електростанції в цілому на даному етапі розвитку мережі 110-750 кВ РДЦ Західного регіону. Об’єкт дослідження – електрична мережа 110-220 кВ району видачі потужності Добротвірської ТЕС. Предмет дослідження – динамічна стійкість режимів роботи генераторів Добротвірської ТЕС у складі ОЕС України. Мета дослідження – аналіз умов збереження динамічної стійкості генераторів Добротвірської ТЕС у складі ОЕС України та вплив модернізації енергоблоку. В програмному комплексі ДАКАР ЕЛЕКС виконано формування цифрової моделі електричної мережі 110-750 кВ району видачі потужності Добротвірської ТЕС для аналізу динамічної стійкості режимів роботи. Визначено перелік нормативних збурень для дослідження динамічної стійкості нормального режиму та одного з ремонтних режимів мережі 110-220 кВ району Добротвірської ТЕС. Сформовано та верифіковано завдання на моделювання нормативних збурень. Проведено порівняльний аналіз впливу нової системи збудження на стійкість роботи генераторів Добротвірської ТЕС. Дослідження показали покращення умов збереження динамічної стійкості та демпфування перехідних процесів для всіх нормативних збурень.