CONTROLUL SI STABILITATEA FRECVENTEI

CONTROLUL SI STABILITATEA FRECVENTEI

Intr-un sistem electroenergetic, aflat in regim permanent de functionare, toate marimile electrice de stare au o variatie temporala sinusoidala de aceiasi frecventa.

Prin urmare, spre deosebire de tensiune care este un parametru local de calitate a energiei electrice, frecventa este un parametru global a carui valoare, unica la nivelul intregului sistem, constituie un indicator al echilibrului dintre puterile active produse si cele consumate (inclusiv pierderile).

Deoarece energia electrica nu poate fi inmagazinata in cantitati suficiente pentru a face fata fluctuatiilor permanente ale consumului si incidentelor care pot aparea intr-un sistem electroenergetic, sursele acestuia, comandate de echipamente de reglare automata, urmaresc adaptarea permanenta a productiei la nivelul consumului.

Aceasta echilibrare dinamica dintre productie si consum conduce la variatii continue de frecventa.

Obiectivul reglajului de frecventa il constituie mentinerea acesteia intr-o banda ingusta din jurul frecventei nominale f₀.

Stabilitatea frecventei se refera la capacitatea unui sistem electroenergetic de a-si mentine frecventa intr-un domeniu dat ca urmare a producerii unei mari perturbatii in functionarea sa care determina un dezechilibru important intre puterea generata si cea consumata, sau care conduce uneori la separarea sistemului in subsisteme.

Stabilitatea frecventei depinde de mentinerea/refacerea echilibrului intre puterile generate si cele consumate in sistem, cu minimizarea pierderilor nedorite de sarcina. Instabilitatea poate sa apara sub forma unor oscilatii permanente de frecventa care conduc la declansarea unor generatoare si/sau de consumatori.

1. Controlul si reglajul frecventei

1.1. Consideratii generale

Dezideratul mentinerii frecventei intr-un domeniu dat este impus de consecintele defavorabile pe care abaterile de frecventa le au asupra functionarii consumatorilor, dar si asupra sistemului electroenergetic in ansamblul sau, dintre care se mentioneaza:

variatii de viteza ale masinilor electrice (inclusiv ale celor aferente serviciilor proprii din centrale);

cresterea curentilor de magnetizare ai motoarelor si transformatoarelor electrice;

abateri ale ceasurilor electrice ce folosesc 1/f₀ drept etalon.

Ansamblul masurilor destinate limitarii abaterilor de frecventa, fata de frecventa nominala, este cunoscut sub denumirea de reglajul frecventei. Acesta este organizat pe doua niveluri ierarhice si anume:

reglajul primar de frecventa are rolul de a stabiliza frecventa sistemului, nu neaparat la valoarea nominala, in cel mult 30 de secunde si este, in esenta, un reglaj de viteza realizat individual la nivelul fiecaruia dintre grupurile din sistem. De exemplu, in cazul unei cresteri bruste a consumului, in primele momente energia necesara acoperirii sarcinii suplimentare este preluata din energia cinetica a rotoarelor generatoarelor care incep sa se franeze. Prin urmare, viteza grupurilor scade si odata cu aceasta scade si frecventa in reteaua electrica. Ecartul de viteza este detectat si corectat de catre regulatoarele automate de viteza - RAV care comanda cresterea admisiei de agent primar (abur, gaz sau apa) in turbina in scopul restabilirii echilibrului dintre productie si consum.

reglajul secundar de frecventa este mult mai lent decat reglajul primar (de ordinul minutelor) si este efectuat centralizat, dintr-un centru de conducere a sistemului, sub comanda regulatoarelor de frecventa. Rolul lui este de a modifica puterile de referinta ale grupurilor participante la reglaj in scopul de a readuce frecventa si puterea pe liniile de interconexiune cu retelele vecine la valorile prescrise. Acest reglaj este cunoscut si sub denumirea de reglajul centralizat frecventa - putere activa.

Modificarea puterilor de consemn ale grupurilor, realizata de catre reglajul secundar de frecventa nu este optima. Din acest motiv, la intervale regulate de timp - cuprinse intre 5 si 30 de minute - dispecerul trebuie sa optimizeze repartitia productiei totale pe centralele din sistem. Prin extensie, aceasta actiune de optimizare este denumita reglaj tertiar de frecventa. De asemenea, reglajul tertiar de frecventa este folosit pentru mentinerea unei rezerve corespunzatoare de reglaj secundar.

1.2. Aspecte fundamentale ale reglajului de viteza

Pentru a ilustra aspectele fundamentale ale reglajului de viteza se considera cazul simplu al unui sistem constituit dintr-un generator care alimenteaza o sarcina izolata conform schemei din figura 1.

Figura 1. - Generator care alimenteaza o sarcina izolata

unde:

Cm- este cuplul mecanic, in u.r;

Ce - cuplul electric, in u.r;

Pm - puterea mecanica, in u.r;

Pe - puterea electrica, in u.r;

Pc - puterea consumata (puterea sarcinii), in u.r.

In continuare, se prezinta comportarea generatorului la variatia sarcinii, respectiv comportarea sarcinii la variatiile de frecventa.

(i) Raspunsul generatorului la variatia sarcinii

In ipoteza ca puterea mecanica (cuplul mecanic) la arbore ramane constanta, la aparitia unei variatii de sarcina ΔPc se produce o modificare a puterii electrice ceea ce va determina aparitia unui dezechilibru intre cuplurile mecanic si electric. Prin urmare, in conformitate cu ecuatia de miscare a rotorului, apare o variatie Δω_r a vitezei rotorice ω_r fata de viteza de sincronism ω₀ ilustrata prin functia de transfer din figura 2,a.

Figura 2. - Schema bloc corespunzatoare ecuatiei de miscare

Deoarece in regim permanent cuplul mecanic este egal cu cel electromagnetic (Cm₀=Ce₀), iar in unitati relative ω₀=1, se obtine:

ΔP_m- ΔP_e= ΔC_m- ΔC_e

In aceste conditii rezulta dependenta dintre abaterile de puteri si abaterea de viteza prezentata in figura 2,b. Se precizeaza faptul ca, pentru abaterile de viteza care apar in mod normal intr-un sistem electroenergetic, puterea mecanica depinde numai de pozitia vanei si este practic independenta de frecventa.

(ii) Raspunsul sarcinii la variatia frecventei

Sarcinile unui sistem electroenergetic sunt constituite dintr-o multitudine diversa de dispozitive consumatoare de energie electrica care sunt reprezentate printr-o sarcina/consumator echivalenta/echivalent. Aceasta include atat consumatori a caror putere nu variaza cu frecventa (de exemplu consumatori rezistivi), cat si consumatori care-si modifica puterea consumata la variatii ale frecventei (de exemplu motoarele electrice). Avand in vedere acest aspect, caracteristica frecventa-putere a sarcinii este de forma:

ΔP_c= ΔP_c0+D Δω_r= ΔP_c0+D Δf

in care ΔPc0 este modificarea consumului independenta de frecventa, iar D Δω_r= D Δf reprezinta variatia consumului datorata variatiei frecventei. In relatie s-a tinut seama ca in unitati relative variatia vitezei unghiulare este egala cu variatia frecventei, iar coeficientul D, care defineste sensibilitatea consumului la variatia de frecventa, se numeste constanta sau factor de amortizare. In mod uzual valorile lui D variaza in plaja 12%.

In absenta reglajului de viteza, raspunsul sistemului constituit din ansamblul generator - sarcina, la variatii ale consumului de putere este determinat de constanta de inertie a generatorului (M=2H) si de constanta de amortizare a sarcinii (D). In ipoteza neglijarii pierderilor de putere ΔP_e=ΔP_c se obtine schema bloc din figura 3,a, care poate fi redusa la forma prezentata in figura 3,b. In regim permanent abaterea de frecventa determina modificarea puterii electrice (prin componenta D Δω_r= D Δf) pana la valoarea puterii mecanice, independenta de frecventa, daca nu se intervine asupra admisiei de agent primar in turbina.

Asemenea evolutii, caracterizate de variatii mari ale frecventei, sunt inacceptabile si, din acest motiv, este necesara echiparea grupurilor turbina - generator cu regulatoare de viteza (RAV).

Figura 3. - Schema bloc corespunzatoare ansamblului generator-sarcina

1.3. Regulatoare de viteza

Regulatoarele de viteza au rolul de a stabiliza viteza grupurilor generatoare actionand asupra supapelor de reglaj si de a comanda incarcarea grupurilor prin modificarea adecvata a admisiei in turbina (cresterea puterii de consemn la cresterea consumului, respectiv diminuarea acesteia la scaderea consumului). Primele regulatoare de viteza au fost de tip mecano-hidraulic. Principiul de functionare al acestora este prezentat schematic in figura Un sistem rotativ de mase cuplate intre ele printr-un resort si antrenat de arborele turbinei are rolul de traductor al variatiilor de viteza pe care le transforma in deplasari pe verticala ale punctului A. Acesta se afla la extremitatea unui sistem de parghii destinat amplificarii semnalului de eroare de viteza. Astfel, daca viteza rotorica scade, atunci cele doua mase se apropie, iar punctele A si B se ridica impreuna cu pistoanele distribuitorului de ulei. Prin urmare creste admisia de ulei sub presiune in camera superioara a servomotorului. Diferenta de presiune de pe cele doua fete ale pistonului servomotorului va determina deplasarea acestuia in jos si prin urmare ridicarea supapei de reglaj, adica cresterea admisiei in turbina. In acelasi timp, ca urmare a deplasarii punctului D, sistemul de parghii DEIHCB va deplasa in jos punctul B ceea ce va determina reinchiderea admisiei de ulei si oprirea servomotorului.

Pentru a modifica puterea produsa de generator se actioneaza asupra punctului G. Astfel, daca acesta este coborat atunci coboara si punctul B impreuna cu vana pilot, iar pistonul servomotorului urca ceea ce provoaca o inchidere a supapei de reglaj, respectiv o diminuare a puterii.

Figura - Schema de principiu a regulatorului de viteza mecano-hidraulic

Principalele dezavantaje ale regulatoarelor mecano-hidraulice provin din existenta unor benzi moarte (nu reactioneaza decat daca amplitudinea erorii de viteza depaseste o anumita valoare), a unei imprecizii relative si a unei uzuri in timp a componentelor sale. Ele au fost inlocuite cu regulatoare electro-hidraulice care functioneaza dupa acelasi principiu. Diferenta consta in inlocuirea sistemului de masurare a vitezei si a amplificatorului mecanic cu sisteme electronice performante care confera un grad mai ridicat de fiabilitate si care permit utilizarea unor semnale aditionale pentru reglajul coordonat cu cazanul sau inchiderea de urgenta a supapelor.

1.3.1 Regulatoare de viteza astatice

Un astfel de regulator, constituit dintr-un bloc de amplificare a semnalului de eroare si un bloc integrator (fig. 5), regleaza admisia in turbina astfel incat sa readuca viteza respectiv frecventa la valoarea nominala sau la cea de consemn.

Figura 5. - Schema de principiu a unui regulator de viteza astatic

Semnalul de eroare, egal cu abaterea vitezei rotorice Δω_r, este amplificat si apoi integrat pentru a obtine semnalul de control ΔY care va comanda modificarea admisiei in turbina. Fiind un regulator de tip integral, o noua stare de echilibru se obtine atunci cand abaterea de viteza este eliminata, adica Δω_r=ω_r-ω₀=0.

In figura 6 este reprezentat raspunsul in timp al unui grup generator echipat cu un regulator automat de viteza astatic in cazul unei cresteri a consumului cu ΔP_C.

Figura 6. - Raspunsul unui grup generator echipat cu RAV astatic

Cresterea consumului va determina o crestere a puterii electrice P_e si deci o diminuare a vitezei respectiv frecventei cu o rata de variatie determinata de constanta de inertie a grupului. Regulatorul, sesizand abaterea de viteza, va comanda cresterea admisiei in turbina ceea ce va determina cresterea puterii mecanice, reducerea ratei de scadere a vitezei pana la anularea acesteia si apoi cresterea vitezei pana la valoarea de consemn. In noua stare de echilibru, in ipoteza neglijarii pierderilor, puterea mecanica a turbinei va fi mai mare cu o valoare egala cu variatia sarcinii ΔP_C.

Regulatoarele astatice au o utilitate practica redusa, ele neputand fi utilizate decat in cazul generatoarelor care alimenteaza sarcini izolate sau daca doar unul dintre grupurile generatoare dintr-un sistem multimasini contribuie la reglajul frecventa-putere. Acest fapt este generat de imposibilitatea fizica de a prescrie aceeasi valoare de consemn mai multor generatoare. Astfel, grupurile cu semnale de consemn mai ridicate au tendinta de a se incarca, iar celelalte de a se descarca. Se genereaza astfel o competitie intre generatoare, fiecare grup incercand sa controleze frecventa din sistem si sa o aduca la valoarea care i-a fost impusa.

1.3.2. Regulatoare de viteza statice

Pentru a realiza o repartitie stabila a variatiilor de putere intre doua sau mai multe grupuri generatoare din cadrul unui sistem electroenergetic, regulatoarele de viteza trebuie sa permita o scadere a frecventei atunci cand sarcina creste. O astfel de caracteristica de reglaj se obtine prin adaugarea unei bucle de reactie (fig. 7,a).

Figura 7. - Reglajul cu bucla de reactie statica:

a) schema de principiu; b) schema bloc; c) schema bloc redusa

Schema bloc a regulatorului (fig. 7,b) se reduce la forma din figura 7,c in care TG=1/(K*S). Dependenta dintre frecventa sau viteza unghiulara si puterea mecanica produsa de turbina in regim permanent defineste caracteristica statica a grupului generator. In cazul ideal, aceasta este o dreapta a carei panta este data de parametrul S cunoscut sub denumirea de statism. Acesta este definit ca raportul dintre variatia procentuala a frecventei si variatia procentuala a puterii mecanice adica:

S=Δf/ΔP*100

Valorile tipice ale statismelor grupurilor generatoare se inscriu in plaja 1÷7%. De exemplu, pentru un regulator cu statismul de 4% (S = 0.04) o variatie a frecventei cu 4% determina o variatie a puterii mecanice cu 100%.

Figura 8. - Caracteristica statica ideala a unui grup generator echipat

cu un regulator static de viteza

Astfel, la reducerea severa a consumului sau la pierderea sarcinii, apare riscul de supraturare a grupului generator. Pentru a preveni avarierea acestuia se procedeaza la diminuarea alimentarii turbinei si reducerea puterii mecanice pana la valoarea Pmin impusa de necesitatea alimentarii serviciilor proprii. Puterea mecanica P_max este in general limitata la puterea nominala a turbinei.

Figura 9. - Raspunsul unui grup generator echipat cu RAV static

In figura 9 este reprezentat raspunsul in timp al unui grup generator echipat cu un regulator de viteza static in cazul unei cresteri a sarcinii. Datorita pantei caracteristicii statice noul punct de echilibru este caracterizat de o abatere a vitezei, respectiv a frecventei Δω_s

1. Distribuirea variatiilor de consum intre grupurile generatoare echipate cu RAV statice

Toate grupurile generatoare dintr-un sistem electroenergetic, cu exceptia celor antrenate de turbine cu contrapresiune, sunt echipate cu regulatoare automate de viteza. Sub comanda acestora, fiecare grup va prelua o parte din variatia sarcinii urmarind stabilizarea vitezei proprii. Pentru exemplificare se considera cazul a doua grupuri generatoare care furnizeaza puterile P₀₁ si P₀₂ la frecventa nominala f₀. Daca sarcina creste, ambele grupuri se franeaza ceea ce va determina o diminuare a frecventei. Sesizand aceasta tendinta, regulatoarele automate de viteza vor actiona in sensul cresterii puterilor mecanice ale turbinelor pana la atingerea unui nou punct de echilibru caracterizat de o noua valoare a frecventei influentata si de coeficientul D de variatie a sarcinii cu frecventa.

Principiul repartizarii sarcinii suplimentare ΔP_c pe cele n grupuri generatoare participante la reglajul primar frecventa-putere este ilustrat in figura 10.

Figura 10. - Repartitia sarcinii intre grupurile echipate cu regulatoare statice de viteza

1.5. Modificarea puterilor de consemn ale grupurilor generatoare

Conform celor prezentate anterior, orice modificare a consumului este preluata de catre grupurile generatoare sub comanda RAV. Se obtine astfel un nou regim permanent in care frecventa este diferita de cea dorita. Desi regulatoarele automate de viteza reduc considerabil variatiile de frecventa, totusi eroarea stationara poate avea valori mari, inacceptabile in exploatarea SEE. In plus, daca atunci cand variaza consumul nu se modifica puterile de consemn ale grupurilor, abaterile de frecventa, limitate de RAV, se cumuleaza si prin urmare frecventa poate iesi din banda admisibila.

Pe de alta parte, regulatoarele automate de viteza modifica puterile mecanice ale turbinelor invers proportional cu statismele, ceea ce poate conduce la atingerea uneia dintre valorile limita P_min sau P_max, adica se produce saturarea grupurilor. Cand un grup generator se satureaza, el nu mai participa la reglajul de frecventa in directia pragului atins si, prin urmare, eficienta globala a reglajului scade.

In concluzie, este necesara modificarea incarcarii grupurilor, rezultata in urma actiunii RAV, pentru a anula eroarea stationara de frecventa si a reface rezerva de reglaj a fiecarui grup.

In schema de comanda si control modificarea incarcarii grupului se realizeaza prin inserarea unui semnal aditional, puterea de consemn, in bucla de reactie a regulatorului (fig. 7,a). Schema bloc din figura 7,b poate fi redusa la cea din figura 7,c din care se poate observa ca prin modificarea puterii de consemn se poate corecta eroarea stationara de viteza, respectiv frecventa.

Modificarea puterii de consemn se traduce printr-o translatare a caracteristicii statice a grupului generator si constituie un mijloc eficient pentru controlul frecventei sau al incarcarii grupului in functie de modul de functionare al acestuia.

Astfel, in cazul unui grup care alimenteaza o sarcina, translatarea caracteristicii statice prin modificarea puterii de consemn permite readucerea frecventei la valoarea nominala f₀. Acest fapt este ilustrat in figura 11. La aparitia unei variatii a sarcinii cu ΔP_c>0, sub actiunea RAV punctul de functionare A (aflat la intersectia dintre caracteristicile initiale CG₁ si CS₁ ale grupului si respectiv sarcinii) corespunzator frecventei f₀, se deplaseaza in punctul B (aflat la intersectia dintre caracteristica initiala a grupului CG1 si noua caracteristica a sarcinii CS₂) corespunzator noii valori a frecventei f. Acest proces reprezinta efectul cumulat al actiunii regulatorului automat de viteza care determina cresterea puterii mecanice cu valoarea ΔP_m=-Δf/S si al coeficientului D de variatie a sarcinii cu frecventa care determina modificarea puterii consumate cu valoarea ΔP_D=DΔf.

Prin modificarea puterii de consemn cu o valoare ΔP=ΔP_c se trece pe caracteristica CG2 a grupului, punctul de functionare se deplaseaza in C, iar frecventa revine la valoarea initiala f₀.

Figura 11. - Efectul modificarii puterii de consemn pentru un grup care

alimenteaza o sarcina izolata

Pentru un grup din cadrul unui sistem electroenergetic functionand in paralel cu alte grupuri, deplasarea caracteristicii prin modificarea puterii de consemn determina modificarea incarcarii, in timp ce impactul asupra modificarii frecventei din sistem este cu atat mai redus cu cat modificarea este mai mica comparativ cu productia totala. In figura 12 este prezentata o familie de trei caracteristici corespunzatoare unui grup generator avand statismul S=0.0 Pentru frecventa de 50 Hz pe caracteristica 1 grupul este complet descarcat, pe caracteristica 2 este incarcat 50%, iar pe caracteristica 3 este incarcat 100%.

Figura 12. - Modificarea incarcarii unui grup prin deplasarea caracteristicii statice

1.6. Agregarea caracteristicilor de reglare ale grupurilor dintr-un SEE

Sub actiunea regulatoarelor automate de viteza, grupurile generatoare dintr-un sistem electroenergetic reactioneaza omogen la modificarea consumurilor, cu exceptia cazurilor in care se prescriu frecvente de consemn eronate sau regulatoarele functioneaza defectuos. Aceasta constatare sugereaza posibilitatea de a agrega caracteristicile de reglare individuale ale grupurilor intr-o caracteristica unica la nivel de sistem care sa permita determinarea abaterilor stationare de frecventa si modificarile de puteri (modificarile puterilor mecanice ale grupurilor, respectiv modificarea puterilor consumate ca urmare a variatiilor de frecventa) asociate. In acest sens, se considera ca cele n grupuri generatoare din sistemul electroenergetic raspund coerent la modificarea sarcinii si prin urmare ele pot fi reprezentate printr-un generator echivalent avand constanta de inertie M_ec egala cu suma constantelor de inertie ale grupurilor individuale si antrenat de puterile mecanice ale turbinelor acestora. Viteza generatorului echivalent reprezinta frecventa din sistem pentru ca, in unitati relative, cele doua marimi sunt egale. In mod similar, efectele modificarii sarcinilor la variatia frecventei pot fi cumulate intr-o singura constanta de amortizare echivalenta D_ec.

Figura 13. - Agregarea caracteristicilor statice de reglaj

Se obtine astfel modelul echivalent prezentat in figura 13 care inglobeaza atat caracteristicile de reglaj individuale ale grupurilor generatoare, cat si pe cele ale consumatorilor din sistem. Acest model este utilizat in analiza globala a reglajului frecventa-putere activa intr-o maniera similara cu cea prezentata pentru studiul sistemului constituit dintr-un generator care alimenteaza o sarcina izolata.

2. Reglajul automat al frecventei in sistemele electroenergetice

Conform celor prezentate in subcapitolul anterior, ca urmare a actiunii reglajului primar de frecventa (actiunea regulatoarelor automate de viteza), orice modificare a sarcinii sistemului electrenergetic va conduce la o abatere statica a frecventei care depinde, pe de o parte de statismul fiecarui grup generator, iar pe de alta parte de coeficientii de sensibilitate ai puterilor consumate la variatiile de frecventa.

Restaurarea frecventei la valoarea nominala necesita actiuni suplimentare de control. Acestea constau in modificarea automata a puterii de referinta la anumite grupuri din sistem selectionate in acest scop si sunt cunoscute sub denumirea de reglajul secundar de frecventa. Acest reglaj este adesea referit cu acronimul preluat din literatura de specialitate AGC (Automatic Generation Control) care semnifica adaptarea automata a productiei la valoarea consumului.

Reglajul secundar de frecventa este mult mai lent decat reglajul primar (intervine dupa stabilizarea frecventei de catre RAV) si are doua obiective principale:

eliminarea erorii statice de frecventa rezultata in urma actiunii reglajului primar;

mentinerea puterii pe liniile de interconexiune la valorile specificate.

Spre deosebire de reglajul primar de frecventa, la care participa toate grupurile din sistem, la reglajul secundar de frecventa participa numai anumite grupuri. Selectarea acestora se face, in principal, pe criterii tehnice, cel mai important fiind necesitatea de a asigura o viteza de variatie a incarcarii si o banda de reglaj suficiente. In mod evident, performantele economice sunt si ele luate in considerare ca un criteriu de ierarhizare pentru grupurile care dispun de performantele tehnice care sa le faca apte pentru acest serviciu de sistem. Astfel, se poate defini ca un obiectiv secundar al AGC repartizarea modificarii productiilor astfel incat costul reglajului sa fie minim.

2.1. Reglajul automat al frecventei in sistemele electroenergetice izolate

In cazul sistemelor electroenergetice izolate (sisteme care nu sunt interconectate cu alte sisteme) singurul obiectiv al reglajului secundar de frecventa il constituie restabilirea frecventei la valoarea nominala dupa actiunea reglajului primar. In acest scop, grupurile selectate pentru reglajul secundar de frecventa sunt echipate cu regulatoare care au in plus o bucla de control integral destinata "stergerii" abaterii de frecventa. Asa dupa cum se poate observa in figura 14 semnalele de iesire ale acestor integratoare comanda puterea de consemn a grupului, adica modificarea caracteristicii statice a acestuia.

In acest fel, se modifica automat incarcarile grupurilor care participa la reglajul secundar de frecventa astfel incat sa se reechilibreze balanta puterilor active, iar frecventa sa revina la valoarea nominala. Cota din modificarea consumurilor preluata de fiecare grup reglant se stabileste prin selectarea corespunzatoare a valorii constantei K_I a regulatorului.

Figura 1 - Schema de principiu a reglajului secundar de frecventa in SSE izolate

O analiza a conditiilor de functionare corecta a reglajului de frecventa, primar si secundar, trebuie raportata la categoriile de rezerva de putere. In continuare sunt prezentate terminologia romaneasca in domeniu si caracteristicile diferitelor rezerve, asa cum au fost introduse de reglementarile tehnice ale ANRE.

Intrucat reglajul de frecventa, atat cel primar cat si cel secundar, adapteaza productia la consum (care variaza permanent), este obligatoriu sa se dispuna de rezerve de putere suficiente in cadrul SEE.

In "Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport", sunt definite (pentru sistemul electroenergetic din Romania) urmatoarele categorii de rezerve de putere:

Rezerva de reglaj primar: rezerva de putere care, la abaterea frecventei de la valoarea de consemn, poate fi mobilizata automat in 30 secunde si poate fi mentinuta in functiune pe durata de minimum 15 minute.

Rezerva de reglaj secundar: rezerva de putere care, la abaterea frecventei si/sau soldului puterii de schimb de la valoarea de consemn, poate fi mobilizata automat intr-un interval de maximum 15 minute.

Rezerva turnanta: diferenta dintre puterea disponibila si suma dintre puterea produsa, rezerva de reglaj primar si rezerva de reglaj secundar frecventa/putere a grupurilor generatoare in functiune.

Rezerva "minut": suma dintre rezerva de reglaj secundar, rezerva turnanta, rezerva tertiara rapida, consumul care, conform conditiilor contractuale, poate fi intrerupt fara preaviz si puterea de rezerva contractata cu alte sisteme din interconexiune.

Rezerva tertiara rapida: rezerva de putere asigurata de grupuri generatoare care sunt calificate pentru a realiza sincronizarea si incarcarea sarcinii in maximum 30 minute.

Rezerva tertiara lenta: rezerva de putere asigurata de grupuri generatoare care au timp de pornire si preluare a sarcinii mai mic de 7 ore.

Asigurarea acestor rezerve face obiectul unor servicii de sistem. Din cele patru servicii de sistem definite de ANRE, unul vizeaza direct rezervele de putere iar un altul (reglajul secundar frecventa - putere) le presupune. Conditiile impuse furnizorilor, obligatiile financiare si modalitatile de plata aferente rezervelor contractate ca serviciu de sistem sunt definite intr-un cod ANRE dedicat. In figura 15 sunt centralizate caracteristicile diferitelor tipuri de rezerve definite de reglementarile romanesti (coduri ANRE).

Figura 15. - Rezerve de putere in sistemul electroenergetic din Romania

Este de remarcat ca:

rezerva de reglaj primar este refacuta de reglajul secundar;

atat rezerva de reglaj primar cat si cea de reglaj secundar se mobilizeaza automat;

rezervele de reglaj primar si secundar sunt refacute din rezerva turnanta (asigurata de grupuri incarcate partial);

rezerva turnanta se mobilizeaza manual, la comanda Operatorului de Sistem - OS;

reglajul de frecventa apeleaza la urmatoarele parghii de echilibrare a balantei productie-consum:

rezervele de productie locale (rezervele de reglaj primar, secundar si de rezerva turnanta);

rezerva contractata cu sistemele vecine;

deconectarea fara preaviz a unor consumatori (in caz de deficit de putere imposibil de acoperit) care au subscris contracte in acest sens;

rezervele tertiare sunt asigurate in grupuri care sunt pornite si sincronizate cu sistemul electroenergetic la comanda Operatorului de Sistem.

Rezervele sunt asigurate de catre grupuri inregistrate (la Operatorul Comercial) ca furnizori de servicii de sistem. Cuantumul rezervelor este stabilit de catre Operatorul de Sistem si procurat, pe baza de contract, de Operatorul Comercial.

In "Codul comercial al pietei angro de energie electrica" se precizeaza ca in cazuri justificate (de reglementarile in vigoare) Operatorul de Sistem are dreptul "sa comande furnizorilor de servicii de sistem, corespunzator necesitatilor conducerii operative, furnizarea de servicii de sistem necontractate in prealabil, cu informarea Operatorului Comercial"

3. Stabilitatea frecventei

Stabilitatea frecventei se refera la capacitatea unui sistem electroenergetic de a-si mentine frecventa intr-un domeniu dat ca urmare a producerii unei mari perturbatii in functionarea sistemului. Perturbatiile determina un dezechilibru important intre puterea generata si consumata sau conduc uneori la separarea sistemului in subsisteme.

Stabilitatea frecventei depinde de mentinerea/refacerea echilibrului intre puterile generate si consumate in sistem, cu minimizarea pierderilor nedorite de sarcina. Instabilitatea poate sa apara sub forma unor oscilatii permanente de frecventa care conduc la declansarea unor generatoare si/sau de consumatori.

In mod clasic stabilitatea frecventei se studiaza prin divizarea intervalului de analiza in doua sub-intervale:

stabilitatea pe termen mediu, pentru intervalul cuprins intre 10 secunde si cateva minute;

stabilitatea pe termen lung, pentru intervalul cuprins intre cateva minute si zeci de minute.

Pentru a intelege procesele care au loc in sistemele electroenergetice atunci cand se analizeaza stabilitatea frecventei, trebuie definite starile de functionare posibile ale unui sistem si evenimentele sau actiunile care conduc la trecerea sistemului dintr-o stare de functionare in alta (fig. 16).

Figura 16. - Starile de functionare ale unui SEE si relatiile dintre ele

Starile sunt definite in functie de satisfacerea urmatoarelor doua categorii de restrictii: restrictiile consumatorilor si restrictiile functionale. Pornind de la aceste restrictii, se pot clasifica starile de functionare ale sistemului electroenergetic dupa cum urmeaza:

Starea normala de functionare, caracterizata de faptul ca sunt satisfacute atat restrictiile consumatorilor cat si cele functionale. Sistemul are o functionare sigura si poate face fata unor contingente fara violarea restrictiilor.

Starea de alerta (sau pre-alarma) in care apar unele abateri de la restrictiile functionale (frecventa, rezerva de stabilitate statica). Cu toate ca variabilele raman in limite acceptabile, sistemul are o functionare nesigura care, in cazul unei contingente, poate conduce la supraincarcarea unor echipamente.

Starea de alarma (sau de avarie) caracterizata de abateri grave de la restrictiile functionale: niveluri scazute de tensiune, frecventa sub limitele admise, rezerva de stabilitate statica nula. Sistemul are functionare periculoasa, dar este inca intact si poate fi readus in starea de alerta prin initierea de actiuni specifice: eliminarea defectului, controlul excitatiei, descarcare a turbinei, deconectarea generatoarelor etc. In aceasta stare, timpul de actiune devine elementul critic, considerentele economice fiind pe un plan secundar.

Daca actiunile sugerate nu sunt eficiente, sistemul electroenergetic poate ajunge in starea Extrema, caracterizata prin deconectari in cascada si pierderea unor mari portiuni din sistem. Functionarea este periculoasa, iar actiunile specifice de control, cum ar fi descarcarea automata a sarcinii si separarea controlata a sistemului, sunt menite sa salveze cat mai mult posibil din sistemul initial si sa nu permita prabusirea totala a acestuia.

In starea de revenire (sau de post-avarie) functionarea este nesigura; in acest caz se intreprind actiuni pentru reconectarea tuturor echipamentelor si consumatorilor din sistem, dar nu sunt satisfacute integral restrictiile consumatorilor.

In practica conducerii operative a sistemului electroenergetic, una din preocuparile majore ale dispecerilor de sistem este descrierea corecta a fiecarei stari de functionare si de intelegere a mecanismelor care conduc la trecerea dintr-o stare in alta. In acest scop se folosesc programe de analiza a stabilitatii frecventei.

Una din cele mai pretentioase analize este legata de starea extrema, in special in situatia cand sistemul electroenergetic s-a divizat in "insule". In astfel de situatii, trebuie luate masuri adecvate pentru realizarea pe noile contururi a balantelor de puteri active si reactive.

Dupa ce insulele au fost aduse in stare de echilibru, trebuie luate masuri pentru restaurarea sistemului, in intregul sau. Aceasta operatie presupune resincronizarea insulelor si reconectarea generatoarelor, consumatorilor si a altor echipamente deconectate pe timpul avariei. Trebuie subliniat ca pornirea si incarcarea centralelor termoelectrice este un proces supus la numeroase restrictii, fapt ce face ca puterea totala necesara sa poata fi disponibila numai dupa cateva ore. Acest neajuns major poate fi eliminat prin izolarea unei centrale pe servicii proprii in cazul unei avarii in sistem si reincarcarea ei rapida dupa eliminarea defectului.

Pentru un anumit sistem electroenergetic, se poate stabili pentru fiecare tip de centrala (termo, hidro sau nucleara) un set de actiuni menite sa imbunatateasca raspunsul acesteia la o pierdere partiala sau totala a sarcinii, in cazul functionarii izolate sau in cazul functionarii insularizate.

De asemenea, pentru fiecare sistem electroenergetic se stabileste un plan de limitare a extinderii avariilor - numit deseori plan de aparare - plecand de la necesitatea pastrarii unei parti cat mai mari din sistem in functiune, in cazul unei avarii extinse. In definirea acestui plan se cauta sa fie utilizate functiile generale ale Automaticii de Limitare a Extinderii Avariilor (ALEA) si se identifica situatiile critice ale sistemului, pentru care este necesar a fi implementate modificari conceptuale ale operarii sistemului sau ale ALEA.

Pentru a analiza stabilitatea unui sistem electroenergetic la variatia frecventei se fac simulari temporale pe termen lung ale functionarii acestuia incluzand modelari adecvate ale fenomenelor dinamice relevante ce contribuie la trecerea dintr-o stare in alta. Obiectivele unor astfel de simulari sunt:

analiza post-mortem a avariilor extinse - pentru a identifica cauzele extinderii unor astfel de incidente si a dezvolta masurile corective cele mai potrivite;

evaluarea abilitatii centralelor electrice de a face fata unor perturbatii puternice sau avarii extinse - pentru a identifica deficientele din reactia diferitelor echipamente si pentru a coordona sistemele de comanda si protectie;

analiza, in faza de planificare si proiectare, a raspunsului sistemului la perturbatii caracterizate printr-un grad de severitate mai mare decat cel utilizat normal in proiectare - pentru a identifica masurile ce conduc la reducerea aparitiei unor astfel de perturbatii;

dezvoltarea unor politici adecvate si a unor proceduri de urgenta pentru cazurile in care sistemul trece prin starea extrema;

dezvoltarea procedurilor de restaurare in urma unui colaps total sau partial al sistemului electroenergetic.

Pentru ca simularile pe termen lung sa surprinda fenomenele dinamice specifice evolutiei sistemului, trebuie incluse in modelarea acestuia si sistemele de protectie si automatizare specifice centralelor electrice, retelei de transport si conducerii centralizate prin dispecer. Datorita complexitatii fenomenelor studiate si a volumului mare de calcule necesar, simularile regimurilor pe termen lung se fac cu ajutorul unor programe de calcul.

In acest sens, se pot identifica doua orientari de dezvoltare a programelor de calcul utilizate pentru simularile regimurilor dinamice pe termen mediu si lung si anume:

(i)     dezvoltarea de programe independente specializate pentru fiecare din simularile specifice regimului tranzitoriu si anume regimului dinamic pe termen mediu respectiv pe termen lung (exemple: Transient/ Midterm Stability Program (T/M), care simuleaza regimurile tranzitoriu si dinamic pe termen mediu, respectiv Long-Term Dynamic Simulation (LOTDYS) care simuleaza numai regimul dinamic pe teren lung).

(ii)    dezvoltarea de programe unificate pentru simularile specifice regimului tranzitoriu si regimurilor dinamice pe termen mediu si lung (exemplul cel mai elocvent este Programul EUROSTAG).