Prez - RP,RS RTpoli2011

Reglajul frecventa-putere

Notiuni generale

Doina ILISIU

UNO DEN

1. Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Frecvenţa –barometrul sistemelor interconectate

Frecventa: 1/T, [Hz]; Parametru global al

unui sistem; 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

Frecvenţa indică prin : valoare - echilibrul producţie –

consum (valori 1sec, medii orare);

integrarea valorii instantanee-echilibrul intre energii

analize pe termen scurt– detectarea oscilatiilor interzonale

valoarea derivatei df /dt - identificarea situaţiilor critice de dezechilibru

Analize de incident: eficienta individuala a OS

Evolutie orara,zilnica: eficienta masurilor de reglamentare


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

Evening frequency average profile - winters 2003 to 2008 (November to March - Monday to Friday)

49,92

49,94

49,96

49,98

50,00

50,02

50,04

50,06

19:00

19:30

20:00

20:30

21:00

21:30

22:00

22:30

23:00

23:30

00:00

Frequ

ency

(Hz)

2002-2003 2003-2004 2004-2005 2005-2006 2006-2007 2007-2008


Frecventa este analizata Masurata Normata

La nivelul structurilor responsabile cu reglarea

La nivelul consumatorilor Metoda

directa

Masurare a perioadei

Masurarea abaterii

OH

Cod RET

EN 50160

reglare ±1.5 mHz

analiza ±1 mHz

Acurateţea măsurării frecvenţei

±50 mHz

medie pe 10 secunde

Limita de siguranţă ±20 mHz

Funcţionare neperturbată ±50mHz

Abaterea cvasi-staţionară maximă 180 mHz

Abaterea maximă în regim dinamic: 200 mHz

Frecvenţa instantanee minimă/ maximă -/+800 mHz

•50 Hz ±1%(2), : 49,5 ÷ 50,5 Hz,(49-51) 99,5% din an;

•50 Hz (-6 ÷ +4) %(15), : 47 ÷ 52 Hz(42-57), 100% din an;

•47,00 - 52,00 Hz 100 % an;• 49,50 – 50,50 Hz 99,5 % an;• 49,75 – 50,25 Hz 95% săptămână• 49,90 – 50,10 Hz 90% săptămână

Stabilizare ±10 mHz

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

f

P

f0

f1

P1P0 P2

Pcons. creşte

Pg creşte

P0 – P1=Kf=K(f0 – f1)

A

BC

P2 – P1=N*BR

B’

1.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Reglajul primar

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

B’

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

0:50:0

0.00

0:50:2

8.50

0:50:5

7.00

0:51:2

5.50

0:51:5

4.00

0:52:2

2.50

0:52:5

1.00

0:53:1

9.50

0:53:4

8.00

0:54:1

6.50

0:54:4

5.00

0:55:1

3.50

0:55:4

2.00

0:56:1

0.50

0:56:3

9.00

0:57:0

7.50

0:57:3

6.00

0:58:0

4.50

0:58:3

3.00

0:59:0

1.50

0:59:3

0.00

0:59:5

8.50

1:00:2

7.00

1:00:5

5.50

1:01:2

4.00

1:01:5

2.50

1:02:2

1.00

1:02:4

9.50

1:03:1

8.00

1:03:4

6.50

1:04:1

5.00

1:04:4

3.50

1:05:1

2.00

1:05:4

0.50

1:06:0

9.00

1:06:3

7.50

1:07:0

6.00

1:07:3

4.50

1:08:0

3.00

1:08:3

1.50

1:09:0

0.00

1:09:2

8.50

1:09:5

7.00

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 () 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.

P 1 P = = * f s f

[MW/Hz]

* 100 [ % ]

* 100 [ % ]

Marimi asociate

f / fn SG = PG/PG

f/fn s = P/P

Pg=150GW, Pvf=300GW

Efectul declansarii unui grup de 330MW inainte si dupa resincronizare

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 cy

En 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 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

number date time (t0) PaPi

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]

uifPiPareason 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]

uifPiPareason of disturbance:time (t0)datenumber

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.

InsensibilitateT: ±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.

1.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Reglajul primarCerinte privind reglajul primar in diferite sisteme sincrone

UCTE (ENTSO-e CE)– 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 dispecerilor

CERINŢE UCTE(ENTSO-e CE)

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

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

Liniarizarea caracteristicii putere - frecventa

50

f [Hz]

P [MW]

-10m

Hz

+10

mH

z

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

1.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Reglajul secundar

Pdi = i*ACEi +(1/Tri)ACEidt

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”:

•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 = i*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*

Ci - coeficientul de participaţie: 1.1

- caracteristica de reţea

Kri = 447 MW/Hz, pentru România-2008

Cerinte de reglaj secundar de frecvenţă in diferite sisteme

NERC UCTE DE FR ES NL BEMomentul activarii

Nu rec. ≤ 30 sImediat sau ≤ 5

min≤ 30 s Nu rec. 30 s-1 min ≤ 10 s

Mobilizarea totală a rezervei

Nu rec. ≤ 15 min ≤ 5 min ≤ 430 s sau ≤ 97 s ≤ 300-500 s ≤ 15 min ≤ 10 min

Mod de organizare

Nu 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 s

ε ≤ 1.5 %T≤ 5 s

ε ≤ 1.5 %T= 1 s

ε ≤ 1.5 %T= 10 s

ε : NecunoscutT= 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 IP sau PI,

depinde de zona de reglare

PI, cu cercetări

adiţionalePI

Factor proporţional

Nu 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 caracteristică

Necunoscut Necunoscut Necunoscut900

MW/Hz≈660 MW/Hz

Nu rec.: fără recomandare; ε: eroare; T: perioadă de timp; P, I sau PI: regulator proporţional, integral sau proporţional

1.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Reglajul secundarCerinte privind reglajul secundar in diferite sisteme sincrone

CERINŢE UCTE

Tipul şi caracteristicile regulatorului

Tip: regulator PI

i - se recomandă valori: 050%

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

• Dimensionarea rezervei: 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 (ENTSO-e CE)

Evaluarea performantelor Curba trompeta

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


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

reglaj 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 unei abateri de reglaj terţiar, pentru eliberarea, din nou a rezervelor de reglaj secundar.• rezervele terţiare sunt activate de orice actualizare a programului total de schimburi a zonei reglate sau de modificarea programelor de producţie în zona de reglaj.


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)


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 timpul sincron este în urma timpului astronomic, corecţia este setată la +10mHz.Dacă abaterea este în afara intervalului 20 sec şi timpul sincron este înaintea timpului astronomic, corecţia este setată la -10mHz.

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

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

Fun

cţio

nare

nor

mal

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

Fun

cţio

nare

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

1.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere Concluzii

turaţieconsemn

+

PI

bp

~

turaţie

RAV

-

Regulatoare de viteză

reglaj de viteză

- până la sincronism

- aruncări de sarcină

- funcţionare în insulă


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


reglaj de deschidere

y

f

f1

y1

Yc

yconsemn

+

PI

bp

~

y

RAV

-

k*f

y2=y1+Δy

y2=y1+Δy

y2


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 NIVELUL

GRUPULUI

PC [MW]

f [Hz]

50

Reglaj SECUNDAR

+cons 40%cons 50%cons 40%

P=Pc (50MW)

Y=Yc (40%)

Reglajul tertiar

S p e e dG o v e rn o r

(S G )

S e c o n d a ryC o n tro l l e r

(F C )

f

n

D T A

5 0 H z

P o w e rC o n tro l

(P C )

P

f 0 P n

P n 0

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

+

+

+

Boi

ler

cont

rol l

oop

Speed governor

Opening Droop

Rated Speed

Speed

Frequency

Electrical generator

Local mode

Only for TPP

+

+

+

-

Speed governor

Simulate ±200mHz

Simulate ±200mHz

O

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

chid

ere

max

]

P

act

[%P

n]

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

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%

RMH5 HA

R. Numeric 5 HA

REH22 HA

Tipuri de RAV pentru grupuri cu 10 MW < P < 50 MW

65%

14% 21%

RMH21 HA

REH63 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 GRUPURI1845MW / 1611MW



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%.


•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


Tipuri constructive pentru grupurile hidroelectrice


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 hidroFuncţia de transfer cu diagrama de semnal pentru

REV-ICEMENERG Echipează turbinele Francis de 50 MW: TA1+2 CHE Gâlceag, TA1 CHE Sugag, TA1+2CHE Retezat, TA1+2 CHE Remeţi,TA1+2+3CHE Marişel.Pentru a funcţiona în reglaj terţiar /secundar cu consemn de putere se instaleaza suplimentar repartitorul 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 .

Funcţia de transfer cu diagrama de semnal pentru regulatorul de viteză Motru

CHE Motru - Schema bloc a pozitionerului si a partii hidromecanice

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).

Pprogr ...

fn

fr

∑PTL

PI

Pref

Pb

PI ~+

-

-

-

-+

+

+

+

+ +

+

Reglaj secundar

Reglaj Putere si reglaj primar

Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere Reglajul secundar

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere Reglajul secundar

100 / R Bn

+

+

++

+

+

+

+

+

+

-

-

-

-

++

1

2

3

+

4

4

-KI

-KP

++

+

2

IT O T

IS

IN E T

s

1

M X(+ )

M X(- )A C E

RBRB /1

RBRBn /

B P1

BPn

Y Y 1

Y n

RBRBn / P1

Pn

B Pn = 0 ,5 • (L F C M A Xn + L F C M INn )

S B P A D Jn

L F CM IN

S P %

L F C M A X

L F C M INn

1 . . . 4 =F iltre de ord in u l 1T1 = T IC G H = 15s

T2 = T R E G = 40s

T3 = T B Pn = 10s

T4 = T T R = 90s

dtGi

TGi

BRY

rk

k

11

Pu te reconsuma ta In te rnin s is tem

+

_ Is

IT+

K

Pu te redesch imb

G++- R

_

fT

fS

ACE

Bas epoint

Regulatorul central

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere Reglajul secundar

La nivelul centralelor reglante

Postulatednetwork solution

S C A D A

Scheduling

Generationoperationsplanning

Network optimization

Network analysis

Forecasting

Automaticgeneration

control

Power flow

Historicaldata

processing

Automaticvoltage control

Network state

monitoring

Current network solution

Loss modelBus loads

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere Regulatorul central

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

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere Regulatorul central

Reglajul tertiar/ reglaj secundar la nivelul grupurilor generatoare

S p e e dG o v e rn o r

(S G )

S e c o n d a ryC o n tro l l e r

(F C )

f

n

D T A

5 0 H z

P o w e rC o n tro l

(P C )

P

f 0 P n

P n 0

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

+

+

+

Boi

ler

cont

rol l

oop

Speed governor

Opening Droop

Rated Speed

Speed

Frequency

Electrical generator

Local mode

Only for TPP

+

+

+

-

Speed governor

Simulate ±200mHz

Simulate ±200mHz

O

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

Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere

La nivelul grupurilor generatoare reglante

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.

Prez - RP,RS RTpoli2011

Documents

Transcript of Prez - RP,RS RTpoli2011