BG0100245
Процедура и резултати от зимните изпитания за присъединяване на електроенергийната система на България към UCTE
Ангел. Сотиров, Тодор Миланов, Стамен Стоев, Божидар Павлов, Пламен Попов Централно диспечерско управление, НЕК
През м. февруари 1997 година България представи официална молба за присъединяване на електроенергийната система на страната към мрежата на UCTE. Подобна молба беше представена и от страна на Румъния. След разглеждане на молбите през м. април 1997 година Асамблеята на UCTE реши да основе Технически комитет UCTE/България-Румъния, като работен орган за координиране на дейностите по присъединяването.
1. Организационни мерки.
През периода 1999 - 2000 година бяха подготвени и подписани следните основни документи:
• Каталог от мерки за интегриране на електроенергийните системи на България и Румъния към синхронната област на UCTE.
• Договор за разграничаване на електроенергийната система на България от съседните страни, неработещи синхронно с мрежата на UCTE.
« Програма за провеждане на тестове на електроенергийните системи на България и Румъния в режим на изолирана работа
Програмата предвижда провеждане на изпитания за доказване на характеристиките на електроенергийната система в два периода - зимен и летен по 12 седмици. По две от всеки 12 седмици електроенергийните системи на България и Румъния се отделят от системите на останалите страни в юго-източна Европа и се провеждат активни експерименти, свързани с изключване на генериращи източници и товари.
2. Технически мерки.
През периода от 1997 до 2000 година беше изпълнена програма за модернизация, включваща инсталиране и пускане в експлоатация на нови системи за управление:
• Модернизирана е АСДУ на електроенергийната система на България. През м.септември 1999 г. бе въведена в експлоатация нова диспечерска управляваща система SCADA/EMS TG8000.npe3 периода бяха пуснати нови 12 пероферни поста (ПП) TG809, 25 ВЧ канала Alcatel, 247 бр.датчици , 5 бр. радиорелейни линии ЦДУ, Казичане, Столник, Модерно предградие, 'София-Запад и разширени 42 бр.ПП TG709/TG065,
• Обновяване на системите за управление на турбините на блокове 200 MW. Постигнато е подобряване на действието на първичното регулиране на честотата на блоковете посредством подмяна на съществуващите механични турбинни регулатори с цифрови.
През 2000 година бяха въведени в редовна експлоатация нови турбинни регулатори на шест блока, всеки с мощност 210 MW, в ТЕЦ "Марица Изток 2", ТЕЦ "Бобов дол" и ТЕЦ
"Варна" (по два блока във всяка централа).
• Модернизиране на софтуера на цифровите системи за регулиране на турбините (АСУТ 1000) на блоковете 1000 MW в АЕЦ "Козлодуй"с цел подобряване на качеството на участие на блокове 5 и 6 в АЕЦ "Козлодуй" в първичното регулиране на честота.
• Обновяване на системи за управление на блокове 200 MW. Целта на проектите по тази тема е да се коригира и подобри реакцията на системите за управление на
парогенераторите за участие на блоковете в регулирането на честота в съответствие с изискванията на UCTE. През 2000 година са въведени в експлоатация нови системи за управление на блокове 1 и 2 в ТЕЦ "Бобов дол". В ТЕЦ "Марица Изток 2" е извършено подобряване на алгоритмите за управление на прахоприготвящите системи но парогенераторите.
• Въвеждане на нови системи за управление във ВЕЦ "Пещера", ВЕЦ "Бели Искьр", ВЕЦ
"Белемекен", ВЕЦ "Сестримо", ВЕЦ "Момина Клисура", ВЕЦ "Студен Кладенец".
- • Инсталират се нови възбудителни системи с цифрови АРВ и модули за системна стабилизация (PSS) Проектът обхваща: генератори 5,6,7 и 8 в АЕЦ "Козлодуй", Блокове 1
Присъединяване на EEC на България към UCTE
56
до 4 в ТЕЦ "Марица Изток 2", както и всички блокове в ТЕЦ "Марица Изток 3", ТЕЦ "Бобов дол" и ТЕЦ "Варна".
• Инсталират се нови релейни защити за електропроводи 220 KV И устройства против асинхронен ход на междусистемните електропроводи 400 kV на България.
• Инсталират се нови дизелови агрегати за резервно захранване на уредбите за собствени нужди на най-важните системни подстанции. —
• Монтирани са нови регистриращи устройства в електрически централи и гранични подстанции.
Общата стойност на изброените проекти е около 45 млн. евро.
3. Обем и продължителност на зимните изпитания.
През периода от 08.01 до 02.04.2001 година бяха проведени първите 12-седмични изпитания в условията на "Зимен максимален режим". Двуседмичният период на "Стриктно изолирана работа на EEC на България и Румъния" беше от 17.03 до 31.03.2001 година.
Целта на изпитанията е да бъдат проверени в реални условия техническите характеристики на блоковете и електроенергийната система като цяло.
В рамките на тези две седмици бяха проведени активни експерименти, свързани с изключване на генераторни мощности (200 MW в ПАВЕЦ "Чаира"/България и 300 MW във ВЕЦ "Лотру"/ Румъния) и товари (агрегат в помпен режим - 200 MW в ПАВЕЦ "Чаира").
4. Резултати от изпитанията.
4.1. Първично регулиране на честотата.
По време на проведените активни експерименти бяха регистрирани параметрите на работа на избрани блокове в ел. централи на България. В табл. 1 са обобщени данните за резерва и статизма на участие на блоковете в първично регулиране на честота. Фиг. 1 показва преходните характеристики на някои от блоковете при изключване на генераторна мощност 300 MW във ВЕЦ "Лотру" в 15:00:18 ч. на 21.03.2001 г.
Табл. 1 Блок / ел.централа
Генератор 9 / АЕЦ "Козлодуй"
Генератор 4 / ТЕЦ "Варна"
Генератор 5 / ТЕЦ "Варна"
Генератор 6 / ТЕЦ "Варна"
Генератор 1 / ТЕЦ "Бобов дол"
Генератор 2 / ТЕЦ "Бобов дол"
Генератор 6 / ТЕЦ "Марица Изток 2"
Генератор 8 / ТЕЦ "Марица Изток 2"
Генератор 3 / ПАВЕЦ "Чаира"
Резерв 5% (± 50 MW)
не се настройва 10% (±21 MW) 10% (±21 MW) 5%(±10MW) 5% (± 10 MW) 5% (+ 10 MW) 5% (± 10 MW)
неограничен
Статизъм Настроена
стойност 8.0 4.5 4.0 4.0 8.0 8.0 8.0 8.0 5.0
Регистрирана при опитите 7.9-10.4 5.3- 7.4 3.4- 3.9 3.2- 5.3 6.2-12.6 8.4-12.0 6.4- 8.4 7.5- 8.2 3.3- 4.9 4.2. Вторично регулиране на честота и обменни мощности.
По време на 12-седмичните изпитания на EEC на България и Румъния за присъединяване към UCTE качеството на вторичното управление се оценяваше по следните критерии:
• Хистограма на честотата и 15 минутни стандартни отклонения на честотата Хистограмата на честотата е показана на фиг. 2. За периода на двуседмичната изолирана работа само на EEC на България и Румъния от 08:07 ч. на 17.03 до 08:23 ч. на 31.03.2001 г. отклонението на синхронното време беше само 32 сек. (Според изискванията на UCTE за вторично регулиране се допуска до 20 сек. отклонение на ден).
• Качество на работа на централния регулатор (5 минутни средни стойности на отклонението на честотата и обменните мощности от плана).
По този показател централния регулатор в ЦДУ на EEC на България за периода показа 80.33% успешни интервала, респективно 19.67% неуспешни интервала.
Присъединяване на EEC на България към UCTE
Тези резултати са много добри и превъзхождат резултатите, получени при тестване на електроенергийните системи на страните от CENTREL. По време на двуседмичните изпитания в строго изолиран режим на България и Румъния, показателите на нашата система са два пъти по-добри от тези на Румъния.
Анализ на отклоненията на обменната мощност от плана.
По отношение на този показател, особено за периода на двуседмичната изолирана работа на EEC на България и Румъния от 17.03 до 31.03.2001 г., стойностите на отклоненията бяха изключително малки и тези резултати бяха оценени като много добри (фиг.З).
5о 1 - — — - - — Честота (0, Hz • 50 0 " " "~ '
50.0 \
•19.9 т 49.S -.
1 5 : 1 " ' Обменна мощност, MW (+ износ от Българин за Румъния)
., 1-100 f,~,—|ТТП
900 -,
I Г 9 АЕЦ "Козлодуй" (1000 MW) - резерв 5%/статизъм=8%
i ixo т— г 6 Тщ "Варна" (220 MW) - [кчсрв 10%/стапш.м=4% ~]
т:л :
ТЕЦ "Бобок дол" (210 MW)- резерв 5%/статизъм=8%Г S ТЕЦ "Мярниа Изпи; 2" (215 MW) - резсрп 5%/стат»31,м=8%
1 ? 0 Г 3 ИАВЕЦ "Чапра" (216 MW) - статнзъм=5% •
140 -i - -
120 ^ —
s s
Fio.1
58
Качество на възстановяване на честотата и плановите обмени при смущения в EEC (тромпетни криви).
Според програмата на тестовете и изискванията на UCTE след отпадане на генерация или товар със стойност над 100 MW честотата трябва да се изменя в областта на специално дефинирана "тромпетна крива" и смущението да се ликвидира напълно за 15 мин. За периода на двуседмичната изолирана работа на България и Румъния освен направените експерименти (5 случая) имаше и 6 непредвидени изключвания на големи генериращи мощности. Реакцията на EEC при всички смущения оценена чрез тромпетовидните криви е много добра. Фиг 4 показва промяната на честотата при посочения по-горе експеримент в 15:00:18 ч. на 21.03.2001 г.
, | |
? ? S ! 5 5 ? S
ю с so
*
S S S S g 8
« " т т Й 8 g S S s
III,..
f, Hz
Фиг. 2 Фиг.З
Изключване на генераторна мошност 300 MW във ВЕЦ "Лотру"/Румъния
15:00:18 ч. 21.03.2001
900 t, sec
Фиг. 4
4.3 Качество на регулиране на напрежението в граничните подстанции
През целия период на изпитанията напреженията в уредбите "Високо напрежение" бяха поддържани в нормалните им експлоатационни граници. През 14-дневния период на
"Стриктно изолирана работа" гранична подстанция беше единствено ОРУ 400 kV в АЕЦ
"Козлодуй", тъй като системите на България и Румъния бяха свързани само по двойния електропровод 400 kV от АЕЦ "Козлодуй" до п/ст "Цинцърени".
4.3. Функционални изпитания на системните стабилизатори (PSS) в електрическите централи
Тестовете за проверка на характеристиките на автоматичните регулатори на възбуждане и техните модули за системна стабилизация (PSS) бяха проведени в процеса на въвеждане на новите регулиращи системи в експлоатация, преди началото на зимните изпитания.
Тестовете обхванаха всички агрегати във ВЕЦ "Белмекен", ВЕЦ "Сестримо", ВЕЦ "Момина Клисура", както и блокове 1 и 2 в ТЕЦ "Бобов дол". Фиг.5 показва реакцията на
Присъединяване на EEC на България към UCTE
възбудителната система и колебанията на генераторната активна мощност на генератор 1 в ТЕЦ "Бобов дол" при въведен и изведен (PSS). Фиг. 6 представя сравнение между честотните характеристики на генератора и възбудителната система в същите два случая. Вижда се много доброто демпфиращо въздействие на използвания PSS -тип IEEE-2A.
Фиг. 5
dP/dUs 18.00 16.00 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 o.ou
B o b o v d o l T P P , U n i t 1 ( P = 1 7 0 M W ; Q = 1 5 M V A r )
PSS OFF PSS ON
Frequency Hz
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8
Фиг. 6 5. ИЗВОДИ.
5.1. Относно първичното регулиране на честота
Резултатите от проведените експерименти и спонтанно възникналите смущения показват добра реакция на блоковете, участващи в първично регулиране на честота, особено на агрегатите в ТЕЦ "Варна". Необходимо е да се направят корекции на параметрите в закона за регулиране, за подобряване на характера' на преходния процес в първите секунди след възникване на смущение за блоковете в ТЕЦ "Бобов дол", ТЕЦ "Марица изток 2" и АЕЦ
"Козлодуй".
5.2. Относно вторичното регулиране на честотата и активните мощности
Резултатите са много добри и превъзхождат получените при тестване на елктроенергийните системи на страните членки на CENTREL. По то'з*и показател България напълно покрива стандартите на UCTE.
5.3. Относно регулиране на напреженията в граничните подстанции
През целия период на изпитанията напреженията бяха поддържани в пълно съответствие с изискванията на UCTE.
5.4. Относно използването на PSS
Функционалните проверки на системните стабилизатори показват много добро демпфиране на колебанията на активна мощност, породени от малки смущения или имитация на синхронно люлеене в диапазона от 0.1 до 2.0 Hz. Структурата на използваните PSS позволява лесна промяна на настроечните параметри, ако това е необходимо след включването на електроенергината система на България за паралелна работа към мрежата на UCTE.
Присъединяване на EEC на България към UCTE
60
