Reglajul frecventa-putere

Notiuni generale

Doina ILISIUUNO DEN

• Frecventa:– 1/T, [Hz];– Parametru global;– Definitoriu pentru un sistem→”sistem sincron”– Exprima “calitatea” echilibrului de puteri active

produse – consumate;– Se regleaza prin variatia puterii active;– Determina randamentul si calitatea proceselor

consumatorului

Reglajul Putere – frecvenţă

– Reglajul primar• Distribuit uniform si se bazează pe principiul solidarităţii• Acţiune locală si automata prin acţiunea RAV• Timp de acţiune 0 ÷ 30 sec• Independent de actiunea dispecerilor

– Reglajul secundar frecvenţă-putere• Distribuit într-un număr fix de centrale• Acţiune centralizată şi automată, acţionând numai în zona perturbată• Timp de acţiune 30 sec ÷ 15 min• Rezervă programată, dispusă de dispecer

– Reglajul terţiar (rapid/lent)• Dispus de dispecer din capacităţile programate• Timp de acţiune de la 1 minut la 30 min / 8 ore (lentă)• Se bazează pe rezerva turnantă si pe rezerva terţiară rapidă şi lentă

Reglajul Primar

f

P

f0

f1

P1P0 P2

Pcons. creşte

Pg creşte

P0 – P1=K∆f=K(f0 – f1)

A

BC

P2 – P1=N*BR

Curba trompetă

Curba infasuratoare conform metodei “trompeta”

49,80

49,85

49,90

49,95

50,00

50,05

50,10

50,15

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

t[s]

f[Hz]

curba trompeta frecventa de consemn frecventa reala

Energia reglanta =1665 MW/Hz

dP= - 270 MW

dF=90 mHz

Calificativ: bun

A

B

C

Monitorizare grupuri la variaţii de frecvenţă

Rovinari TA5Rovinari 02.03.05 00.50-01.10

196

198

200

202

204

206

208

210

212

214

216

0:5

0:0

0.0

0

0:5

0:2

8.5

0

0:5

0:5

7.0

0

0:5

1:2

5.5

0

0:5

1:5

4.0

0

0:5

2:2

2.5

0

0:5

2:5

1.0

0

0:5

3:1

9.5

0

0:5

3:4

8.0

0

0:5

4:1

6.5

0

0:5

4:4

5.0

0

0:5

5:1

3.5

0

0:5

5:4

2.0

0

0:5

6:1

0.5

0

0:5

6:3

9.0

0

0:5

7:0

7.5

0

0:5

7:3

6.0

0

0:5

8:0

4.5

0

0:5

8:3

3.0

0

0:5

9:0

1.5

0

0:5

9:3

0.0

0

0:5

9:5

8.5

0

1:0

0:2

7.0

0

1:0

0:5

5.5

0

1:0

1:2

4.0

0

1:0

1:5

2.5

0

1:0

2:2

1.0

0

1:0

2:4

9.5

0

1:0

3:1

8.0

0

1:0

3:4

6.5

0

1:0

4:1

5.0

0

1:0

4:4

3.5

0

1:0

5:1

2.0

0

1:0

5:4

0.5

0

1:0

6:0

9.0

0

1:0

6:3

7.5

0

1:0

7:0

6.0

0

1:0

7:3

4.5

0

1:0

8:0

3.0

0

1:0

8:3

1.5

0

1:0

9:0

0.0

0

1:0

9:2

8.5

0

1:0

9:5

7.0

0

49.8

49.85

49.9

49.95

50

50.05

50.1

P TA5 FRECVENTA

• Statismul aparent al retelei (s)– Este relatia dintre abaterea cvasistationara relativa de frecventa rezultata

ca urmare a unei perturbatii si variatia relativa de putere activa din retea.

• Energia reglanta a retelei (λ) sau caracteristica frecventa-putere a retelei

– Este raportul dintre abaterea de putere ∆P care a cauzat perturbatia si abaterea cvasistationara de frecventa rezultata in urma acestei perturbatii

• Statismul unui grup generator (sG)– raportul dintre abaterea cvasistationara de frecventa din retea si variatia

relativa de putere a grupului provocata de variatia de frecventa, ca urmare a actiunii regulatorului.

∆f/f s = ∆P/P

∆f / f SG = ∆PG/PG

∆P 1 Pλ= = *

∆f s f[MW/Hz]

* 100 [ % ]

* 100 [ % ]

Marimi asociate

Pg=150GW, Pvf=300GW

U1 Cernavoda (706MW) outage before resynchronization

Area zone:number date time (t0) ∆Pa ∆Pi ∆f λ i λu

[dd.mm.yy] [h:min:s] [MW] [MW] [Hz] [MW/Hz] [MW/Hz]Sun,28/03/2004 18:20:44 -716 283.9 -0.117 3678 6095

calculationreason of disturbance:

NPP Cernavoda unit no. 1

ROM

Curba înfăşurătoare conform metodei “trompetă”

49.70

49.75

49.80

49.85

49.90

49.95

50.00

50.05

50.10

50.15

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

t[s]

f[Hz]

curba trompeta frecventa de consemn frecventa reala

U1 Cernavoda (706MW) outage after resynchronization

28687317-0.025698.7-706.5Cernavoda03.05:00Tue,19/07/2005

[MW/Hz][MW/Hz][Hz][MW][MW][h:min:s][dd.mm.yy]

λuλi∆f∆Pi∆Pareason of disturbance:time (t0)datenumber

28687317-0.025698.7-706.5Cernavoda03.05:00Tue,19/07/2005

[MW/Hz][MW/Hz][Hz][MW][MW][h:min:s][dd.mm.yy]

λuλi∆f∆Pi∆Pareason of disturbance:time (t0)datenumber

E n v e lo p e c u r v e fo llo w in g th e " t r u m p e t" m e th o d

4 9 .8 0

4 9 .8 5

4 9 .9 0

4 9 .9 5

5 0 .0 0

5 0 .0 5

5 0 .1 0

-1 0 0 0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 0 9 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0

t[s]

f[H z ]

t r u m p e t c u r v e c o n s ig n f r e q u e n c y r e a l f r e q u e n c y

Outage of a TPP Unit (330MW) before and after resynchronization

En ve lo p e cu rve fo l lo w in g th e "tru m p e t" m e th o d

49.80

49.85

49.90

49.95

50.00

50.05

50.10

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

t [s ]

f [Hz ]

t r u m p e t cu r ve co n s ig n f r e q u e n cy r e a l f r e q u e n cyEn v e lo p e c u r v e f o llo w in g t h e " t r u m p e t " m e t h o d

4 9 .9 0

4 9 .9 5

5 0 .0 0

5 0 .0 5

5 0 .1 0

- 1 0 0 0 1 0 0 2 0 0 3 0 0 4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 0 9 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0t [ s ]

f [ H z ]

t r u m p e t c u r v e c o n s ig n f r e q u e n c y r e a l f r e q u e n c y

number date time (t0) ∆Pa ∆Pi ∆f

[dd.mm.yy] [h:min:s] [MW] [MW] [Hz]Mon,18/10/2004 2:27:35 -279 265.0 -0.016

reason of disturbance:

Rovinari unit no. 4

34221711-0.083142.0-284Rovinari unit no. 413:07:00Wed,28/07/2004

[MW/Hz][MW/Hz][Hz][MW][MW][h:min:s][dd.mm.yy]

λuλi∆f∆Pi∆Pareason of disturbance:time (t0)datenumber

34221711-0.083142.0-284Rovinari unit no. 413:07:00Wed,28/07/2004

[MW/Hz][MW/Hz][Hz][MW][MW][h:min:s][dd.mm.yy]

λuλi∆f∆Pi∆Pareason of disturbance:time (t0)datenumber

• UCTE – Operational Handbook:– Politica 1 – Reglajul putere-frecventa– Politica 2 - Programare şi contabilitate – Politica 3 - Securitatea operaţională – Politica 4 - Planificare operationala coordonata – Politica 5 – Operare in conditii de urgenta – Politica 6 - Infrastructura de comunicatie – Politica 7 - Schimburi de date – Politica 8 - Instruirea operationala

f maxima instantanee =+/- 200mHz

f cvasistationara =+/- 180mHz

50 Hz

MĂRIMI DE REFERINŢĂ

Abaterea de frecvenţă: fmăsurat - fnominal =Δf

• Valoarea nominală a referinţei de frecvenţă: 50.00 Hz

•Acţionarea reglajului primar: +/- 20 mHz

• Funcţionarea neperturbată: +/- 50 mHz

• Abaterea cvasistaţionară maximă a frecvenţei: (+/-) 180 mHz

• Frecvenţa minimă instantanee: (+/-) 800 mHz

• Criteriul de descărcare a sarcinii funcţie de frecvenţă: 49.00 Hz

• Autoreglarea sarcinii: 1%/HzIncident de referinţă (puterea maximă compensabilă: 3000 MW (3GW=1%Pvf )Incident observabil :

Putere (generată/consumată) pierdută ≥ 1000 MW

CERINŢE COD RET- Frecvenţa în SEN

Limitele normate de variaţie a frecvenţei în funcţionare sunt de

49.5 - 50.5 Hz, timp de 99% din săptămână.

49.9 - 50.1 Hz timp de 90% din săptămână.

49,75 - 50,25 Hz, timp de 95% din saptămână.

• Limitele excepţionale de variatie ale frecvenţei SEN 47,5 - 52 HzPerioada analizata: -Total esantioane analizate: 302400Rezolutie frecventa: 2 secunde

Domeniu frecventa [Hz] 49,5-50,5 49.75-50.25 49.9-50.1 49.95-50.05Nr. esantioane in domeniu 302400 302400 302387 292930

100 > 99 100 > 95 99.99 > 90 96.87

Frecventa medie [Hz] 49.998Frecventa maxima [Hz] 50.105Frecventa minima [Hz] 49.896Deviatia standard [mHz] 21.776Abaterea timpului sincron [s] -20.586

Coeficient cumulativ [%]

ANALIZA CALITATII FRECVENTEI IN SEN

sâmbătă, 11 noiembrie 2006 vineri, 17 noiembrie 2006

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.87

96.87

1.26 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

out

9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 50 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 out

frecventa [Hz]

[%]

Monitorizarea evoluţiei abaterilor de frecvenţă

CERINŢE UCTE

Cerinţe privind reglajul primar

•Rezerva de reglaj primar:

- distribuită uniform

- mărimea ei egală cu valoarea incidentului din zonă

- disponibilitatea rezervei: 24h, fără întrerupere

- operaţională: - activare completă pentru ∆f = ± 200 mHz

- panta caracteristicii de reţea: - să fie constantă

- statismul aparent al retelei nu trebuie sa depaseasca o valoare prestabilta exprimata ca rezerva de reglaj primar ( România 64MW/ 2008)

• Precizia de măsurare a frecvenţei: ≤ ± 10 mHz

• Insensibilitatea regulatoarelor: ≤ ± 10 mHz

Exemplu de determinare a rezervei minime de reglaj primar si caracteristica putere-frecventa/

blocuri de controlAs from 1st January 2009

Short Country TSO (PrN) Net generation in the control area (*)

Mean generation power in the control

areaCi Ppi exact Ppi

propositionKri exact Kri

proposition

TWh Notes MW MW MW MW/Hz MW/Hz

AL Albania OST 5.3 3 606 0.001977 5.925551 6 52.733056 53

AT Austria VERBUND APG (**) 55.6 ---- 6,349 0.020693 62.037575 62 552.088893 552

BA Bosnia-Herzegovina ISO BiH 11.8 2 1,345 0.004384 13.143970 13 116.971687 117

BE Belgium Elia (**) 87.4 ---- 9,975 0.032514 97.477100 97 867.474661 867

BG Bulgaria ESO EAD 38.1 1 4,353 0.014188 42.535239 43 378.532412 379

CH Switzerland swissgrid 65.9 1 7,525 0.024526 73.529485 74 654.358461 654

CZ Czech Republic CEPS 81.4 1 9,293 0.030290 90.809740 91 808.140045 808

DE Germany RWE TSO (**) 593.5 ---- 67,754 0.220839 662.076592 662 5,891.995824 5,892

DK_W Denmark West Energinet.dk 23.6 1 2,691 0.008770 26.291286 26 233.973156 234

ES Spain REE (**) 348.8 ---- 39,814 0.129772 389.056380 389 3,462.316281 3,462

FR France RTE 544.7 1 62,181 0.202676 607.622206 608 5,407.391743 5,407

GR Greece HTSO/DESMIE 52.5 1 5,988 0.019518 58.513701 59 520.729005 521

HR Croatia HEP-OPS 11.1 1 1,263 0.004117 12.341923 12 109.834062 110

HU Hungary MAVIR Zrt. 37.3 1 4,258 0.013879 41.609371 42 370.292872 370

IT Italy Terna S.p.A. (***) 287.5 1 32,814 0.106957 320.656869 321 2,853.610828 2,854

ME Montenegro EPCG 2.1 1 235 0.000767 2.299051 2 20.459870 20

MK FYROM MEPSO 6.1 1 693 0.002259 6.771102 7 60.257841 60

NL The Netherlands TenneT 99.3 1 11,341 0.036965 110.820745 111 986.223309 986

PL Poland PSE-Operator 148.4 1 16,945 0.055230 165.578549 166 1,473.527577 1,474

PT Portugal REN 44.6 1 5,096 0.016609 49.792700 50 443.118493 443

RO Romania Transelectrica 56.4 1 6,435 0.020973 62.877549 63 559.564042 560

RS Serbia JP EMS 38.9 1 4,440 0.014473 43.389714 43 386.136614 386

SI Slovenia ELES 13.1 1 1,490 0.004856 14.558428 15 129.559322 130

SK Slovak Republik SEPS 26.1 1 2,977 0.009704 29.092314 29 258.900247 259

UA West Ukraine NDC WPS Ukrenergo 8.2 1 941 0.003066 9.192859 9 81.809698 82

Total 2,688 306,801 1 2,998 3,000 26,680 26,680

Data related to year 2007 (Note 1)

Liniarizarea caracteristicii putere - frecventa

50

f [Hz]

P [MW]

-10m

Hz

+10m

Hz

Caracteristicile reglajului secundarAre ca scop readucerea frecventei la valoarea de consemn si a puterilor de schimb la valorile program fiind denumit “reglajul soldului cu corectia de frecventa”:

•Reglaj de frecventa, reglaj de putere, reglaj frecventa-putere

• Reface rezerva de reglaj primar

• bazat pe principiul noninterventiei : dezechilibrul e putere se compenseaza numai de zona in care a aparut

• centralizat (unul/zonă)

• automat

• trebuie să aibă disponibilitate maximă

• rezerva de reglaj este precalculată de fiecare bloc de reglaj

• acţionează asupra unui număr predefinit de grupuri

Reglajul secundar putere - frecventa

Binomul de reglare

∆Pdi = βi*ACEi +(1/Tri)∫ACEidt

Gi(ACE) = ∆Pi + Kri. (fr – fm)

- eroarea de putere: ∆Pdi = Programata - Pschimbata

- eroarea de putere datorată abaterii de frecvenţă: Kri. ∆f •Valorile de referinţă ale frecvenţei fr:

50.01 Hz, 50.00 Hz, 49.99 Hz

Kri=Ci*λ

Ci - coeficientul de participaţie: 1.1

λ - caracteristica de reţea

Kri = 447 MW/Hz, pentru România-2008

Metoda caracteristicii de retea

- Pa

1, λ1 2, λ2

∆f = - Pa / (λ1 + λ2).

∆P12 = - λ1. ∆f

ACE1 = ∆P12 + kr1. ∆f

ACE1 = - λ1. ∆f + kr1. ∆f

ACE2 = ∆P21 + kR2. ∆f

∆P21 = - ∆P12

ACE2 = -∆P12 + kR2. ∆f = λ1. ∆f + kR2. ∆f

ACE2 = (λ1 + λ2). ∆f = - PA daca λ2= kR2

daca λ1= kr1 atunci ACE1 = 0

PI

CERINŢE UCTE

Tipul şi caracteristicile regulatorului

Tip: regulator PI

βi - se recomandă valori: 0÷50%

Ti - se recomandă valori: 50 ÷200sec (50 sec)

Precizia de măsură a frecvenţei 1 ÷1.5 mHz

Ciclul de timp al regulatorului 1 ÷ 2 sec

Panta curbei program: 5 min înainte şi după ora fixă

Transmiterea măsurilor - pe două căi, cu întârzierea: 1 ÷ 5 sec

t

f

Pprogr xx:00-5 +5

CERINŢE UCTE

Rezerva de reglaj secundar

• Se recomandă:

a= 10 MW şi b=150 MW

• Disponibilitatea rezervei depinde de disponibilitatea grupului

• Utilizarea ei contribuie la refacerea rezervei de reglaj primar

• Este utilizată pentru micşorarea ACE şi nu pentru minimizarea schimburilor

bbLaR 2max −+⋅=

Rezerve de reglaj secundar

Centrala banda RS/grup banda maxima pe centralaPortile de Fier 130 910Lotru 150 450Stejaru 13/20 92Vidraru 20 80Galceag 25 50Sugag 20 40Mariselu 10 30Retezat 10 20Iernut 10/20 80Rovinari 30 90Turceni 20/30 100Braila 20/40 60

CERINŢE UCTE

Evaluarea performantelor Curba trompeta

Evoluţia abaterilor solduluiΔP=(Pprogram-Pschimbata)

( )schimbataprogram PPP −=∆

Evoluţia abaterilor binomului de reglaj ΔR=(Pprogram-Pschimbata) + kr*(fi-fo)

Reglajul terţiar

Caracteristicile rezervei terţiare:• este activată manual de OTS

• utilizarea este în responsabilitatea OTS

• utilizarea ei eliberează rezerva de reglaj secundar

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

CERINŢE UCTE

Abaterea de reglaj terţiar• contribuţia permanentă a reglajului secundar este considerată abaterea dereglaj terţiar.

Rezerva terţiară

• fiecare zonă de reglaj trebuie să aibă acces la o suficientă rezervă terţiară pentru a urmări evoluţia reglajului secundar.

Activarea rezervei terţiare• fiecare OTS trebuie imediat să activeze rezerva terţiară, în cazul uneiabateri de reglaj terţiar, pentru eliberarea, din nou a rezervelor de reglajsecundar.• rezervele terţiare sunt activate de orice actualizare a programului total deschimburi a zonei reglate sau de modificarea programelor de producţie în zonade reglaj.

CERINŢE UCTE

Corecţia timpului

Abaterea de timp tolerată: ±20 sec

Domeniul reglat al abaterii de timp: ±30 sec, prin corecţii asupra frecvenţei de referinţă a reglajului secundar

Banda excepţională a abaterii: ±60 sec, în caz de funcţionare neperturbată a reţelei interconectate

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)

CERINŢE UCTE

Calculul abaterii timpului:

Este calculata pentru ora 8 a.m. în fiecare zi.

Compensarea corecţiei timpului sincron:Dacă abaterea timpului este în intervalul ±20 sec,compensarea pentru corecţia timpului este setată la zero.Dacă abaterea este în afara intervalului ±20 sec şi timpulsincron este în urma timpului astronomic, corecţia este setatăla +10mHz.Dacă abaterea este în afara intervalului ±20 sec şi timpulsincron este înaintea timpului astronomic, corecţia este setatăla -10mHz.

Marimea şi durata corecţiilor aduse frecvenţei de consemn ca urmare a abaterii timpului sincron fata de UTC