Echipamente pentru realizarea reglajului frecventa-putere · 2013-04-15 · >51 Hz Deconectare de...
Transcript of Echipamente pentru realizarea reglajului frecventa-putere · 2013-04-15 · >51 Hz Deconectare de...
NERC UCTE DE FR ES NL BE GB
Timp de mobilizare
totală Nu rec. ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s
Pri.: ≤ 10 s
Sec.: ≤ 30 s
În.:≤ 10 s
Timp de mentinerel Nu rec. ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min
Pri.: ≥ 30 s
Sec.: ≥ 30 min
În.:cat este cerut
Cerinţele
caracteristicei
frecvenţă
10% din puterile de
echilibrare
estimate annual
cerere varf/Hz
22,570
MW/Hz
≈ 4,200
MW/Hz
≈ 4,200
MW/Hz
≈ 1,800
MW/Hz ≈ 740 MW/Hz ≈ 600 MW/Hz
Variabil ≈
2,000 MW/Hz
Abaterea
proporţională
permanentă a
generatoarelor
5% in 2004; nu rec.
in zilele noastre Nu rec. Nu rec. 3-6 % ≤ 7,5 %
5-60 MW: 10 %
>60 MW: 4-20 % Nu rec. 3-5 %
Abaterea
proportionala reglabila
este obligatorie? Nu rec. Nu rec. Da Da Nu rec.
5-60 MW: Nu rec.
>60 MW: Da Nu Da
Eroarea de măsurare
a frecvenţei Nu rec.
Intre
±10 mHz
Intre
±10 mHz Nu rec. Nu rec. Nu rec.
Intre ±10
mHz Nu rec.
Insensibilitate
T: ±36 mHz in
2004; nu rec. in
zilele noastre
NI: Nu rec.; I:
Nu rec.
T: ±10 mHz;
NI: Nu rec.;
I: Trebuie
compensat
intre zone.
T: ±10
mHz;
NI: Nu
rec; I:
±0 mHz.
T: ±10 mHz;
NI: Nu rec.;
I: Trebuie
compensat
intre zone.
T: ±10 mHz;
NI: Nu rec;
I: ±0 mHz.
5-60 MW:T: ±150
mHz;
NI: Nu rec;
I: Nu rec.
>60 MW: T: ±10 mHz;
NI: ±10 mHz;
I: ±0 mHz.
T: ±10 mHz;
NI: ±10 mHz;
I: Nu rec.
T: ±15 mHz;
NI: Nu rec.;
I: Nu rec.
Desfasurarea
completa pentru sau
inainte unei abateri Nu rec. ±200 mHz ±200 mHz ±200 mHz ±200 mHz
5-60 MW: 30 % pentru
±150-200 mHz
>60 MW: 70 % pentru
±50-100 mHz. ±200 mHz
Pri.: - 800 mHz
Sec.: -500 mHz
În.:+ 500 mHz
Nu rec.: fără recomandare; Pri., Sec. sau În.: raspunsul primar, secundar sau tertiar al frecventei; I: intentionat; NI: neintentionat; T: total.
.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere
Reglajul primarCerinte privind reglajul primar in diferite sisteme sincrone
Caracteristicile reglajului secundar
Are ca scop readucerea frecventei la valoarea de consemn si a puterilor de schimb la valorile program fiind denumit “reglajul soldului cu corectia de frecventa”:
•Reface rezerva de reglaj primar
•bazat pe principiul noninterventiei : dezechilibrul de putere se
compenseaza numai de zona in care a aparut
•centralizat (unul/zonă)
•Automat (PI) cu ecuatia: Gi(ACE) = Pi + Kri. (fr – fm)
• are disponibilitate maximă
• rezerva de reglaj este precalculată de fiecare bloc de reglaj
• acţionează asupra unui număr predefinit de grupuri
Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere
Reglajul secundar
Pdi = i*ACEi +(1/Tri)ACEidt
Cerinte de reglaj secundar de frecvenţă in diferite sisteme
NERC UCTE DE FR ES NL BE
Momentul
activariiNu rec. ≤ 30 s
Imediat sau ≤ 5
min≤ 30 s Nu rec. 30 s-1 min ≤ 10 s
Mobilizarea totală
a rezerveiNu rec. ≤ 15 min ≤ 5 min ≤ 430 s sau ≤ 97 s ≤ 300-500 s ≤ 15 min ≤ 10 min
Mod de
organizareNu rec. Nu rec. Multiplă Centralizată Ierarhică Multiplă Centralizată
Precizia de
măsurare a
frecvenţei
ε ≤ 1 mHz T
≤ 6 s
1.0 ≤ ε ≤1.5
mHz T: Nu rec.
1.0 ≤ ε ≤1.5
mHz T - 1 s
ε ≤ 1.0 mHz
T - 1 s
ε: Necunoscut
T - 2 s
ε ≤ 1.0
mHz
T - 4 s
ε ≤ 1.0 mHz
T: variabilă
Precizia de
măsurare a puterii
ε ≤ 1.3 %
T≤ 6 sε ≤ 1.5 %
T≤ 5 s
ε ≤ 1.5 %
T= 1 s
ε ≤ 1.5 %
T= 10 s
ε : Necunoscut
T= 4 s
ε ≤ 0.5 %
T= 4 s
ε ≤ 0.5 %
T: variabilă
Ciclul de calcul al
regulatorului≤ 6 s 1-5 s 1-2 s 5 s 4 s 4 s 5 s
Tip regulator Nu rec. I sau PI PI I
P sau PI,
depinde de zona
de reglare
PI, cu
cercetări
adiţionale
PI
Factor
proporţionalNu rec. 0-0.5 Necunoscut 0 Necunoscut 0.5 0-0.5
Factor integral Nu rec. 50-200 s Necunoscut 115-180 s 100 s 100-160 s 50-200 s
K- factor pentru
măsurarea ACE
Frecvenţa
caracteristică
100 % frecvenţa
caracteristicăNecunoscut Necunoscut Necunoscut
900
MW/Hz≈660 MW/Hz
Nu rec.: fără recomandare; ε: eroare; T: perioadă de timp; P, I sau PI: regulator proporţional, integral sau proporţional
Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere
Reglajul secundarCerinte privind reglajul secundar in diferite sisteme sincrone
Caracteristicile rezervei terţiare:
• este activată manual de OTS
• utilizarea este în responsabilitatea OTS
• utilizarea ei eliberează rezerva de reglaj secundar
Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere
Reglajul tertiar
Frecventa
Sistemului
Reglaj Primar
Reglaj Secundar
Reglaj Tertiar
Corectia
Timpului
Restabileste valoarea medie
Activare
pe termen lung
Restabileste valorile nominale
Limiteaza
abaterile
Activare
Activare daca
este responsabilaPreia daca
este responsabil
Elibereaza
rezervele
Preia
Elibereaza
rezervele
Corecteaza
Elibereaza rezervele
dupa o deconectare
Abaterea de timp tolerată: 20 sec corespunde benzii de frecventa
tolerate 50mHz (Tn =20ms, tt =1000 *Tn)
Domeniul reglat al abaterii de timp: 30 sec, prin corecţii asupra frecvenţei
de referinţă a reglajului secundar
Modul de corectie: f referinta ±0,01Hz
Δf= 0,01 Hz (1/5000 din frecvenţa nominală) duce la o deviaţie a timpului
sincron de 17,28 secunde.
Monitorizarea timpului:
Se monitorizează într-un punct central , continuu , abaterea între timpul
sincron (care derivă din integrarea frecvenţei sistemului în zona respectivă de
operare sincronă) şi timpul actual (UTC, timpul astronomic)
Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere
Corectia timpului sincron
5 Min 10 Min 15 Min 20 Min Time Frame
Primary Control Reserve
Secondary Control Reserve
Schedule activated Tertiary Control Reserve
Succesiunea in timp a activarii rezervelor
Evaluarea performantelor de reglaj al frecventei
Domeniul de
frecvenţă
Stare
sistem
Denumire interval Acţiune
50 Hz ± 1 mHz Plaja de insensibilitate a măsurii de
frecvenţă în reglajul secundar
Nu are loc nici o acţiune
50 Hz ± 10
mHz
Plaja de insensibilitate a măsurii de
frecvenţă la nivelul regulatoarelor de
viteză
Nu are loc nici o acţiune
50 Hz ± 10
mHz
Plaja de variaţie a frecvenţei de
consemn în reglajul secundar (49,99
şi 50,01 Hz)
Ajustarea timpului sincron
50 Hz ± 20
mHz
Plaja de frecvenţă de la care se
aşteaptă răspunsul reglajului primar
Peste aceste limite se consideră că
rezerva de reglaj primar a fost
mobilizată
50 Hz ± 50
mHz
Zona de funcţionare neperturbată Este activ reglajul primar şi
secundar
50 Hz ± 180
mHz
Limitele frecvenţei cvasi-staţionare Frecvenţa cvasi-staţionară la care
se stabilizează sistemul după un
incident de referinţă
50 Hz ± 200
mHz
Deviaţia maximă de frecvenţă în
calculul rezervei de reglaj primar
Frecvenţa maximă atinsă după un
incident de referinţă în regim
dinamic
50 Hz ± 700
mHz
Domeniul de frecvenţă în care este
activ reglajul secundar în SEN
În afara acestui domeniu acţiunea
regulatorului frecvenţă - putere este
dezactivată
50 Hz ± 800
mHz
Deviaţia maximă a frecvenţei în
regim dinamic
Sunt active reglajul primar,
(secundar în unele sisteme) şi terţiar
49,8 Hz ? 49
Hz
Fu
ncţ
ion
are
no
rmal
ă
Funcţionarea preavarie Au loc porniri de grupuri pe
criteriul frecvenţei şi primele
deconectări de consumatori
49 Hz ? 48,7
Hz
Funcţionare solidară a sistemului
48,7 Hz ? 47,5
Hz
Separarea unor sisteme (SEN
România)
<47,5 Hz Deconectarea grupurilor cu trecere pe
servicii interne
Au loc deconectări de consumatori
pe criteriul DAS-f
>50,7 Hz Reglajul secundar nu mai este activ Scăderea puterii generate cu panta
mărită inclusiv în centralele
electrice eoliene
>51 Hz Deconectare de grupuri generatoare
>52 Hz
Fu
ncţ
ion
are
per
turb
ata
Deconectarea tuturor centralelor electrice eoliene
Actiunea primelor eliminari de consum/ cresterea generarii: pompaj hidro, trecerea din regim de pompa in regim de generator CHP, pornirea unor grupuri pe
criteriul frecventei
Domeniul de actiune al ultimei trepte de DASf
49,8 Hz
49,0 Hz
48,0 Hz
47,5 Hz
Separarea unor grupuri pe servicii proprii
48,7 Hz
-700mHz
+700mHz
--800mHz
+800mHz
-200mHz
+200mHz
-180mHz
-180mHz
-50mHz
+50mHz
-10mHz
+10mHz
-20mHz
+20mHz
Deconectare grupuri pe criteriul frecventei
50,0 Hz
Activarea treptelor de DASf (~ 50% Pconsum) si separarea unor zone de sistemul interconectat
51,0 Hz
Echipamente care asigura realizarea
reglajului primar
Realizarea reglajului putere- frecventa (primar, secundar sau tertiar)
la nivelul generatoarelor are ca scop modificarea puterii electrice
(puterii active) produse.
Modificarea puterii active se realizeaza prin modificarea puterii
mecanice.
Grupuri hidro
• Pentru grupurile dotate cu RMH şi REH şi în orice situaţie în care lipseşte bucla de putere (ex: funcţionarea cu RN în bucla de deschidere), statismul permanent definit în putere nu este o mărime constantă, ea depinzând de cădere şi de caracteristica deschidere aparat director - putere.→Performanţele regulatorului de viteză nu trebuie confundate cu cele ale hidroagregatului.
• Zona moarta (CEI 61362) reprezintă zona de lărgime maximă dintre două valori între care abaterea mărimii reglate nu conduce la nicio acţiune a regulatorului. Simbol: ix
• Insensibilitatea este definită de CEI 61362 ca jumătatea zonei moarte. – Simbol: ix/2
– Limite recomandate:
la reglajul de viteza: ix/2 < 2*10-4
la reglajul de putere: ix/2 < 2*10-2
Echipamente care asigura realizarea reglajului primar
Tipuri de RAV din numarul total de
grupuri dispecerizabile
20%
65%
15%
RMHR. numeric
REH
85 HA
Tipuri de RAV pentru grupuri
cu P > 50 MW
68%
16% 16%
RMH
5 HA
R. Numeric
5 HA
REH
22 HA
Tipuri de RAV pentru grupuri cu
10 MW < P < 50 MW
65%
14% 21%
RMH
21 HA
REH
63 HA
R. Numeric
14 HA26 HA19 HA
STRUCTURA RAV DIN DOTAREA GRUPURILOR TERMOELECTRICE
TOTAL GRUPURI = 28
50%
25%
25%
1
2
3
RMH
REH
R num.
14 GRUPURI
1845MW / 1611MW
7 GRUPURI
1810MW / 1745MW
7 GRUPURI
2280MW / 2105MW
Tipuri
constructive
regulatoare
mecanohidraulice
regulatoare
electrohidraulice
regulatoare
numerice
Funcţii de reglare asigurate de regulatoarele de
viteză
reglaj de viteză
reglaj de deschidere
reglaj de putere
reglaj de nivel
reglaj de debit
reglaj de putere cu asigurarea regimului turbina
conduce
reglaj de presiune amonte
- cu/fără influenţa frecvenţei
2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere
Reglajul primar
La un statism dat în deschidere, la aceeasi variaţie de frecvenţă, puterea variaza
corespunzator unui statism în putere de 0.5 din statismul în deschidere. Astfel, pentru a
obţine un statism în putere de 10% statismul în deschidere a fost setat la valoarea de 20%.
Reglajul primar•reglaj de viteză, de
deschidere:frecvenţă
(turaţie) şi poziţia
servomotorului;
•reglaj de putere:între
putere şi frecvenţă
(turaţie);
%N
N
YY
ffS
%N
N
PP
ffS
Marimi caracteristice
STATISMUL
turaţieconsemn
+
PI
bp
~
turaţie
RAV
-
Regulatoare de viteză
reglaj de viteză
- până la sincronism
- aruncări de sarcină
- funcţionare în insulă
Regulatoare de viteză
reglaj de deschidere
y
f
f1
y1 y2
Yc
yconsemn
+
PI
bp
~
y
RAV
-
k*f
y2=y1+(Δf*yn)/(s*fn)
Δf≠0
f2
Regulatoare de viteză
reglaj de deschidere
y
f
f1
y1
Yc
yconsemn
+
PI
bp
~
y
RAV
-
k*f
y2=y1+Δy
y2=y1+Δy
y2
Regulatoare de viteză
reglaj de putere+10%
(+5MW ) Kf
+ 5MW
+
PI
bp
~
y
RAV
Pcons=50MW
+
55MW
cons
50%
K*f
Pm
P2 (55MW)
fo
f2
f
Yc+kdf
P=Pc (50MW)
Y=Yc (50%)t
[s
]
Reglaj
PRIMAR
t
[s]
LA
NIVE
LUL
GRUP
ULUI
PC
[MW]
f
[Hz
]
5
0
Reglaj
SECUNDA
R
+cons
40%
cons
50%cons
40%
P=Pc (50MW)
Y=Yc (40%)
Reglaj de putere vs reglaj de deschidere
in regim de turbina conducatoare
Rovinari TA 5 - Reglaj de deschidere
240
250
260
270
280
290
300
310
320
330
10:4
9:54
10:5
0:54
10:5
1:54
10:5
2:54
10:5
3:54
10:5
4:54
10:5
5:54
10:5
6:54
10:5
7:54
10:5
8:55
10:5
9:55
11:0
0:55
11:0
1:55
11:0
2:55
11:0
3:55
11:0
4:55
11:0
5:55
11:0
6:55
11:0
7:55
11:0
8:56
11:0
9:55
11:1
0:55
64
66
68
70
72
74
76
78
Puterea activa Frecventa Pozitie VR HP
Rovinari TA 5 - Reglaj de putere
248
250
252
254
256
258
260
262
12:4
0:34
12:4
1:34
12:4
2:34
12:4
3:34
12:4
4:34
12:4
5:34
12:4
6:34
12:4
7:34
12:4
8:34
12:4
9:35
12:5
0:35
12:5
1:35
12:5
2:35
12:5
3:35
12:5
4:35
12:5
5:35
12:5
6:35
12:5
7:35
12:5
8:35
12:5
9:35
13:0
:28
12:5
8:33
60.4
60.6
60.8
61
61.2
61.4
61.6
Frecv [x0,2 Hz] Puterea activa Pozitie VR HP
Reglaj de putere vs reglaj de deschidere
pentru un grup hidro
CHE Motru HA1 Reglaj deschidere Treapta 200mHz Pmax bp=10%
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001
Timp*0.1s
AD
[%
des
ch
idere
max
] P
ac
t [%
Pn
]
49.60
49.70
49.80
49.90
50.00
50.10
50.20
50.30
50.40
50.50
F s
imu
lata
[H
z]
Diagrama nr. 27
CHE Motru HA1 Reglaj putere Treapta 200mHz Pmax bp=5%
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
1 498 995 1492 1989 2486 2983 3480 3977 4474 4971 5468 5965 6462 6959 7456 7953 8450 8947 9444 9941 10438 10935
deschidere AD [V] Putere activa [V] frecventa simulata
Reglajul tertiar
Speed
Governor
(SG)
Secondary
Controller
(FC)
f
n
DTA
50Hz
Power
Control
(PC)
P
f0 Pn
Pn0
P gross
Base
point
from
BM
A B
C D E
O
1 Hour
2 Hour 3 Hour
+
+
+
-
P net
-
Power
Droop
50
Hz
-
+
Power ramp rate
+
+
+
Bo
iler
con
tro
l lo
op
Speed
governor
Opening
Droop
Rated
Speed
Speed
Frequency
Electrical
generator
Local
mode
Only for TPP
+
+
+
-
Speed governor
Simulate ±200mHz
Simulate ±200mHz
O
Reglaj primar/secundar in reglajul de puterea netă.
1. Participarea in reglaj primar se regaseste nealterata in masura puterii nete.La o
variaţie de putere brută datorată acţiunii reglajului primar de 1%Pn, consumul
propriu afectează puterea netă cu maxim 0,1%Pn, practic nul.
2. Participarea in reglaj secundar in reglarea puterii nete impune cresterea benzii de
reglaj la nivelul puterii brute cu variatia consumului propriu respectiv de 1-2%Pn.
Eficientizarea participării grupurilor la reglajul primar
f
fre
fri
fre
ix
Caracteristica
blocului de
insensibilitate
programată
Metoda aplicabila pentru grupurile cu Pn <100MW si s>10% ,pentru ca participarea
grupurilor la reglajul primar sa poata fi mai uşor monitorizată, cuantificată şi
remunerată corespunzător.
Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere
Reglajul primar
Tipuri constructive pentru grupurile hidroelectrice
2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere
Reglajul primar
Tipuri constructive pentru grupurile termoelectrice
Scheme de reglare RAV hidro
Funcţia de transfer cu diagrama de semnal pentru REH
76 şi similar pentru REH 76M
Regulatorul are 2 regimuri de funcţionare: reglajul de turaţie (viteză) la mersul în
gol, pornire şi aruncare de sarcină şi reglajul de deschidere pentru funcţionarea în
sarcină ( în paralel). Consemnatorul (elementul care fixează consemnul) are două
funcţii: în toate situaţiile in care întrerupătorulul de grup este deschis - setarea
consemnului de viteză (turaţie) iar la mersul în paralel (întrerupătorulul este închis)
este responsabil de setarea deschiderii aparatului director. După cum fixarea unei
poziţii a aparatului director înseamnă obţinerea unei puteri dorite în funcţie de
căderea existentă, consemnatorul se numeşte "blocul TP" ( turaţie-putere).
Se pot remarca cele două reacţii:
- de la distribuitor - (reacţie distribuţie-z ) de fapt poziţia sertarului de distribuţie,
reacţie necesară pentru regimul dinamic pentru toate regulatoarele care au acest
element, b' şi As reprezintă amplificarea în bucla de poziţie.
- de la poziţia servomotorului (defineşte poziţia aparatului director). Poziţia
servomotorului de acţionare a aparatului director este prelucrată în bucla de reacţie
de tip PD unde statismul tranzitoriu este definit prin termenul Ad şi bucla de reacţie
permanentă în care se defineşte statismul permanent (statism în deschidere).
În funcţionarea în afara paralelului, frecvenţa f ( turaţia) trece printr-un element
derivativ din blocul "accelerometru".
În schema prezentată "p" reprezinta operatorul Laplace .
Scheme de reglare RAV hidro
Funcţia de transfer cu diagrama de semnal pentru
REV-ICEMENERGEchipează turbinele Francis de
50 MW: TA1+2 CHE Gâlceag, TA1 CHE Sugag, TA1+2CHE Retezat, TA1+2CHE Remeţi,TA1+2+3CHE Marişel.Pentru a funcţiona în reglaj terţiar /secundar cu consemn de putere se instaleaza suplimentarrepartitorul local frecvenţă-putere petru bucla de putere. Imbunatatiri:
- blocul derivativ aplicat numai pe eroarea de frecvenţă (df/dt) îmbunătăţeşte răspunsul dinamic la variaţiile de frecvenţă;
- reacţia sertarului de distribuţie este trecută numai printr-un regulator proporţional;
- reacţia servomotorului principal este tratată pe două căi: reacţia permanentă: un factor proporţional bp şi reacţia tranzitorie bloc cu caracter derivativ având constantede timp si amplificari diferite pentru pentru mersul în sarcină respectiv mersul în gol comutate la închiderea întrerupătorului.
RAV numericRAV Vatech Porţile de Fier
Schema conţine toate regimurile de reglaj
realizabile de o turbina Kaplan:
-LEC- reglaj de nivel (LEvel Control) -reglajul
nivelului amonte.
-FLC-regulator de debit (FLow Control) -
reglajul debitului turbinat
-POC-reglaj de putere (POwer Control)-
reglajul de putere la borne cu refacerea
statismului în bucla de putere prin adăugarea
unui termen la consemnul de putere
reprezentând contribuţia în putere necesară a
fi adusă de grup la variaţia de frecvenţă.
-OPC - reglaj de deschidere (OPening
Control)-reglajul deschiderii aparatului
director
-POS - reglarea efectivă a poziţiei
servomotoarelor aparat director şi pale rotor.
-SPC- regulator de viteză la pornire, aruncare
de sarcină şi funcţionare insularizată .
Reglaj putere frecventa la nivel grup
termo
• Principiile schemelor de reglaj:
• - referinţa de putere cu prescriere locală şi adăugarea unui cuantum de putere variabil la funcţionarea în reglaj secundar;
• - aplicarea unui gradient de variaţie de sarcină la variaţia referinţei de putere ;
• - adăugarea contribuţiei la variaţiile de frecvenţă cu statismul în putere dispus care nu este trecută prin limitatorul vitezei de încărcare ;
• - eroare de putere de mai sus este transmisă la calculul sarcinii termice şi către bucla de deschidere a regulatorului turbinei ca semnale creşte/scade referinţa ;
• - comutarea între regimuri implică în fiecare schemă de sarcină bloc: trecerea erorii de presiune abur viu ca intrare fie în bucla de combustibil (regim turbina conduce) fie în regulatorul de viteză (regim cazan conduce: reglarea deschiderii ventilelor de admisie pentru a menţine constantă presiunea aburului viu la intrarea în turbină).
Reglajul secundar
100 /RBn
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
-
-
-
+
+
1
2
3
+
4
4
-KI
-KP
++
+
2
ITOT
IS
INET
s
1
MX(+)
MX(-)ACE
RBRB /1
RBRBn/
BP1
BPn
Y Y1
Yn
RBRBn/ P1
Pn
BPn = 0,5• (LFCMAXn + LFCMINn)
SBPADJn
LFCMIN
SP %
LFCMAX
LFCMINn
1 ... 4 =Filtre deordinul 1
T1 = TICGH = 15s
T2 = TREG = 40s
T3 = TBPn = 10s
T4 = TTR = 90s
dtGiT
GiBR
Yr
k
k
11
Putereconsumata Internin sistem
+
_ Is
IT+
K
Puteredeschimb
G++
- R
_
fT
fSACE
Basepoint
Regulatorul central
2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere
Reglajul secundar
La nivelul centralelor reglante
Postulated
network solution
S C A D A
Scheduling
Generation
operations
planning
Network
optimization
Network
analysis
Forecasting
Automatic
generation
control
Power flow
Historical
data
processing
Automatic
voltage
control
Network
state
monitoring
Current
network solutionLoss modelBus loads
SCADA
GENERATION (real-time)
• RTGEN (real-time generation)
• AGC
• AGC performance monitor
• Production costing
• Reserve monitor
Acquisition Control
GENERATION
COMMON
UTILITIES• Economic dispatch
• Reserve calculation
• Schedulers
• Basepoints
• Derations
• Fuel mixes
• Reserve req.
• Interchanges
• Fuel costs
Market Interface• Unit Basepoint
• Unit Regulating Band
RTGEN telemetered data
• OPA level– Frequency or frequency deviation
– Time error
• TIE level– Tie-line flows
• PLC level– Control status : LOCAL or AUTO (AGC)
– Control signal ( MW setpoint )
• Unit level– On / off (synchronized) status
– MW generation
– MVAr generation
Standard generator static
limits
ECOMIN
0
LFCMIN
CAPMIN
primary regulation margin
LFCMAX
CURCAP
secondary reg. margin
base point range
secondary reg. margin
primary regulation margin
set-point range
time
Pprogr ...
fn
fr
∑PTL
PI
Pref
Pb
PI ~+
-
-
-
-+
+
+
+
+ +
+
Reglaj secundar
Reglaj Putere si reglaj primar