PROGRAMUL DE STUDIU: MANAGEMENTUL SISTEMELOR DE ENERGIE [301656]

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

PROGRAMUL DE STUDIU: MANAGEMENTUL SISTEMELOR DE ENERGIE

FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: CU FRECVENȚĂ

DISERTAȚIE

COORDONATOR ȘTIINȚIFIC

Ș.L. DR. ING. MEIANU DRAGOȘ

ABSOLVENT: [anonimizat]

2017

UNIVERSITATEA DIN ORADEA

FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI MANAGEMENT INDUSTRIAL

PROGRAMUL DE STUDIU: MANAGEMENTUL SISTEMELOR DE ENERGIE

FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: CU FRECVENȚĂ

TESTE DE PERFORMANȚĂ PENTRU OMOLOGAREA GRUPURILOR ENERGETICE

COORDONATOR ȘTIINȚIFIC

Ș.L. DR. ING. MEIANU DRAGOȘ

ABSOLVENT: [anonimizat]

2017

CUPRINS

INTRODUCERE

Principiul care guvernează funcționarea Sistemului Electroenergetic Național (SEN), [anonimizat] a [anonimizat], [anonimizat].

Evoluția sectorului energiei electrice depinde de o [anonimizat] o [anonimizat], regional și european. Trebuie avut în vedere faptul că investițiile în domeniul energetic se recuperează în termen lung (10-20 de ani), [anonimizat]. [anonimizat], stabile și predictibile pe termen mediu și lung.

[anonimizat] a [anonimizat], precum și creșterea fiabilității echipamentelor și optimizarea consumului de energie.

Ponderea crescândă a [anonimizat], ridică problema adecvanței Sistemului Energetic Național și a schimbării paradigmei de funcționare a piețelor de energie electrică. [anonimizat], [anonimizat], [anonimizat] a răspândirii unor tipuri de capacități de stocare.

România participă la un proces amplu de integrare a [anonimizat]. Se pune astfel problema competitivității energiei electrice și a [anonimizat].

Pentru realizarea acestor obiective a fost armonizată legislația internă cu cea europeană și elaborată o Strategie Energetică a României pentru perioada 2016-2030 care va fundamenta mandatul de negociere al României cu Comisia Europeană cu privire la țintele naționale în sectorul energetic pentru anul 2030.

Strategia Energetică a României 2016-2030, cu perspectiva anului 2050, [anonimizat]nsiderabile asupra politicilor de dezvoltare economică și socială a României pe termen scurt, mediu (2020) și lung (2030), elaborarea ei, are în centrul atenției consumatorii finali și armonizarea obiectivelor strategice de securitate energetică, de competitivitate a piețelor de energie și a economiei, respectiv de sustenabilitate climatică și ecologică.

La nivelul UE, cele mai importante ținte asumate pentru anul 2030 sunt:

reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) cu 40% față de anul 1990;

creșterea ponderii surselor regenerabile de energie (SRE) la 27% din consumul final de energie;

creșterea eficienței energetice cu cel puțin 27% – fără a fi fost definitivată metodologia optimă de calcul a îndeplinirii acestei ținte;

realizarea unui grad de interconectare a fiecărui stat membru cu statele vecine de 10% în anul 2020 și 15% în anul 2030, raportat la puterea instalată în capacitățile de producție.

Principala condiție impusă unui sistem electroenergetic, sau instalațiilor electrice este siguranța și stabilitatea în funcționare.

Asigurarea funcționării stabile și fără întrerupere a instalațiilor electrice are importanță deosebită, datorită faptului că rezultatul perturbărilor în funcționare poate fi foarte grav, gravitatea urmărilor provine din faptul că:

instalațiile electrice fac parte în mod general dintr-un sistem energetic complex, fiind legate electric între ele, un defect apărut într-o instalație poate deranja funcționarea întregului sistem;

datorită energiilor foarte mari care intervin în evoluția unui defect din instalațiile electrice de transport, poate conduce la efecte distructive foarte de mari cu consecințe economice grave și / sau pierderi e vieți omenești;

Rolul principal al automatizărilor și protecțiilor prin relee în instalații electrice și sisteme electroenergetice constă în limitarea propagării efectelor avariilor apărute, și asigurarea alimentării fără întrerupere cu energie electrică a consumatorilor din afara zonei avariate.

CAPITOLUL I. DEFINIȚII ȘI PRESCURTĂRI

În această lucrare se utilizează următoarea terminologie și definiții conforme cu Policy 1 ENTSO-E CE, Cod RET, CEI 60308, CEI 61362, și CEI 61064.

Banda de reglaj primar – este plaja de reglaj a puterii reglante primare, asupra căreia regulatoarele primare pot acționa automat, în cele două sensuri, la apariția unei abateri de frecvență în rețea.

Banda de reglaj secundar frecvență – putere – (BR) – Plaja de reglaj a puterii în reglaj secundar frecvență-putere, în care regulatorul secundar poate acționa automat în cele două direcții, pornind din punctul de funcționare, cuprinsă între puterea minimă de reglaj secundar și puterea maximă de reglaj secundar.

Banda moartă (a regulatorului de viteza) – reprezintă zona de insensibilitate la variațiile de frecvență centrată pe o valoare de frecvență. Aceasta este ajustabilă în cadrul regulatorul de viteză și se centrează de obicei pentru valoarea de 50,00 Hz. Banda moartă (de lățime / valoare dată) se referă și este activă numai pentru frecvența pentru care este fixată.

Insensibilitatea – Reprezintă jumătatea zonei de insensibilitate. Se definește în raport sau față de o mărime variabilă, în cazul prezentei proceduri – a frecvenței.

Licența – Actul tehnic și juridic emis de Autoritatea competentă, prin care se acordă o permisiune unei persoane juridice, română sau străină:

de exploatare comercială a instalațiilor autorizate de producere, transport, dispecerizare, distribuție și măsurare a energiei electrice;

de furnizare (comercializare) a energiei electrice.

Operator de Transport si de Sistem – Persoană juridică, titulară de licență pentru transportul energiei electrice și servicii de sistem. In cazul României, Operatorul de Transport si de Sistem este CN Transelectrica SA, prin Dispecerul Energetic National.

Ordinul de reglaj (N) – Comanda regulatorului central către centralele reglante constând într-o parte a benzii de reglaj secundar frecvență/putere, exprimată în procente, care reprezintă la nivelul centralei consemnul de putere.

Reglaj primar (reglajul frecvenței, reglajul primar al frecvenței) – Reglarea automată și rapidă (timp ≤ 30 sec) a puterii active a grupurilor generatoare sub acțiunea regulatoarelor de viteză proprii, în scopul menținerii echilibrului dintre producție și consum la o frecvență apropiată de valoarea de consemn, asigurând securitatea rețelei pe principiul solidarității partenerilor de producție.

Rezervă de reglaj primar – Rezerva de putere care, la abaterea frecvenței de la valoarea de consemn, poate fi mobilizată automat în 30 secunde și poate rămâne în funcțiune pe o durată de minimum 15 minute.

Rezerva de reglaj secundar frecvență – putere – Partea pozitivă a benzii de reglaj secundar frecvență/putere, situată între punctul de funcționare și valoarea maximă a puterii de reglaj secundar frecvență/putere.

Servicii tehnologice de sistem – Servicii de sistem asigurate de utilizatorii RET, de regulă de către producători, la solicitarea CN Transelectrica SA. Reprezintă resurse care, în general, se achiziționează de către CN Transelectrica SA de pe o piață de natură concurențială.

Statismul unui grup generator () – se definește ca raportul dintre abaterea cvasistaționară relativă de frecvență din rețea și variația relativă de putere a grupului, ca urmare a acțiunii regulatorului. Acest parametru este ajustabil la nivelul regulatorului de viteză al unui grup generator. Este un număr adimensional exprimat, în general, în procente [%]. Variația relativă de putere a grupului se definește ca raportul dintre variația de putere a grupului (cu regulatorul primar în regim stabilizat și atât timp cât banda de reglaj primar nu este utilizată în întregime) și puterea nominală a grupului

(1.1)

La regulatoarele de viteză ale grupurilor generatoare din țara noastră, ajustarea statismului se face pornind de la poziția organului de reglare a agentului motor respectiv a servomotorului de acționare, prin urmare statismul definit conform formulei de mai sus trebuie măsurat. Având în vedere că între poziția organului de reglaj și putere nu este o relație liniară sau biunivocă, statismul grupului diferă în funcție de punctul de funcționare la care se face măsurarea și de condițiile specifice de presiune și temperatură a aburului la grupurile termoelectrice, respectiv de căderea netă pentru grupurile hidroenergetice la momentul măsurării.

Timpul de răspuns al grupului în reglaj secundar – Timpul calculat între momentul variației ordinului de reglare și momentul de timp la care puterea grupului atinge 95% din valoarea de consemn pentru o bandă de reglare maximă.

Timpul mort al grupului în reglaj secundar – Timpul cronometrat între momentul variației ordinului de reglare și momentul în care puterea grupului variază în sensul comandat cu 2.5% din Pconsemn.

Viteza medie de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar – Raportul dintre variația puterii în reglaj secundar sub acțiunea unui ordin de reglare de 0-100% (respectiv 100%-0%) pentru o bandă de reglare maximă și intervalul de timp măsurat între prima detecție de variație a puterii și momentul în care puterea grupului atinge 95% din valoarea de consemn.

Zona de insensibilitate – este definită ca domeniul de variație a frecvenței în care mărimea reglată nu variază (puterea / deschiderea nu se modifică), aplicată ansamblului regulator + grup. Există atât o zonă de insensibilitate involuntară (rezultată din imperfecțiunile constructive ale regulatorului, erorilor de măsură ale mărimilor reglate) cât și o zonă de insensibilitate ajustabilă la nivelul regulatorului. Zona de insensibilitate definește comportamentul de mai sus pe întreaga plajă acceptată de variație a frecvenței .

Următorii termeni caracterizează regulatorul automat de viteză conform CEI 60308, CEI 61362, CEI 61064 :

Regulator de viteză – Combinație de aparate și mecanisme care detectează abaterea de turație și o convertește, prin procedee caracteristice, într-o variație a cursei servomotorului principal.

Curba de statism turație/cursă(turație/putere) – Caracteristica de statism turație / cursă (turație / putere), este curbă reprezentând turația relativă (1.2)

în funcție de cursa (puterea) relativă a servomotorului, când regulatorul este în echilibru și semnalul de comandă / consemn este constant.

Abaterea de frecvență – este diferența dintre consemnul de frecvență și valoarea momentană a acesteia.

Abatere de turație – (n) (frecvență (f)) – Diferența dintre turația (frecvența) reală și o turație (frecvență) de referință, la un moment dat.

Semnal de consemn – (C) – Semnal care poate fi ajustat din exterior automat sau la intervenția unui operator uman.

Abaterea semnalului de comandă sau consemn – (C) – Diferența dintre semnalul de comandă sau consemn real (C) și o valoare de referință (C0), a semnalului de comandă sau consemn.

Servomotorul principal – Element al regulatorului care acționează direct deschiderea ventilului agentului motor al turbinei.

Cursa servomotorului sau ventilelor de reglaj – (Y) – Deplasarea servomotorului principal, începând de la poziția închis complet la poziția deschis complet a mecanismului de comandă a turbinei care cuprinde legătura mecanică acționată de regulator. Pentru hidroagregate este formată din pale directoare, pale rotorice, injectoare, deflectoare, etc. iar pentru turboagregate din ventilele de reglaj.

Abaterea de poziție a servomotorului – (Y) – Diferența dintre poziția servomotorului la un moment dat față de poziția de referință . Abaterea poziției servomotorului Y este valoarea (1.3)

Coeficient de statism permanent turație / cursă /putere – (bp) – Panta caracteristicii de statism turație / cursă sau turație / putere, într-un punct de funcționare determinat.

Coeficient global de statism permanent – (bs) – Diferența dintre turațiile relative citite pe caracteristica de statism turație / cursă sau turație / putere, la pozițiile închis complet ale servomotorului și deschis complet ale servomotorului, la un semnal de comandă specificat.

Amplificare – Amplificare proporțională definită prin răspunsul regulatorului la o variație treaptă a semnalul de intrare în condițiile , , . Este inversul coeficientului de statism tranzitoriu bt , viteză / cursă, definit pentru hidroagregate.

Următorii termeni caracterizează regimul dinamic al regulatorul automat de viteză conform CEI 60308, CEI 61362, CEI 61064.

Coeficient de statism tranzitoriu turație/cursă(turație/putere) – (bt) – Coeficient care apare atunci când amortizarea reacției tranzitorii este suprimată, iar reacția permanentă eliminată.

Timp de acțiune integrală (*) – (T1) – Constanta de timp a acțiunii integrale a regulatorului, definit prin panta curbei de răspuns a regulatorului, la o treaptă cu și semnalul de intrare , măsurată în secunde.

Zona moartă a turației – Zona de lărgime maximă, cuprinsă între două valori ale turației relative între care reglajul nu se realizează, și semnalul de comandă / consemn este menținut constant. Mijlocul acestei zone moarte este denumit insensibilitatea turației.

Zona moartă a semnalului de comandă/consemn – Zona de lărgime maximă, cuprinsă între două valori relative ale semnalului de comandă / consemn între care reglajul nu se realizează și turația este menținută constantă. Mijlocul zonei moarte este denumit insensibilitatea semnalului de comandă / consemn.

Timpul mort al regulatorului – (Tg) – este intervalul de timp dintre variația semnalului de comandă și prima mișcare detectabilă a servomotorului măsurat în secunde;

Timpul de închidere al servomotorului – (Tf) – reprezintă timpul necesar pentru efectuarea cursei servomotorului în sensul de închidere, la turația maximă de închidere măsurat în secunde;

Timpul de deschidere al servomotorului – (Tg) – reprezintă timpul necesar pentru efectuarea cursei servomotorului în sensul de deschidere, la turația maximă de deschidere măsurat în secunde;

CAPITOLUL II. DIAGRAMA DE REGLAJ P – Q
A GENERATOARELE SINCRONE

Regimul de funcționare al unui generator sincron, implică modificarea frecventă a puterilor active și reactive debitate de acesta. Din acest motiv este esențial să se cunoască modul în care se poate realiza modificarea încărcării active și reactive a generatorului.

La punerea în funcțiune de noi grupuri energetice, este necesară prezentarea diagramei de reglaj P-Q către operatorul sistemului electroenergetic. Pe baza acestei diagrame se va realiza ulterior dispecerizarea grupului energetic și participarea la piața de energie electrică.

Se consideră un generator sincron racordat la un sistem de putere infinită (figura 1.1).

Fig. 1.1. Generator sincron racordat la sistem.

Sistemul de putere infinită se caracterizează printr-o reactanță foarte mică în comparație cu reactanța unui singur generator. Schema echivalentă de calcul este prezentată în figura 1.2, iar figura 1.3 este prezentată diagrama fazorială simplificată

Fig. 1.2. Schema echivalentă de calcul.

Fig. 1.3. Diagrama fazorială simplificată.

Puterea activă într-un sistem electric alternativ trifazat este:

(2.1)

Căderea de tensiune pe înfășurările statorice este:

(2.2)

Datorită faptului că rezistența ohmică a înfășurării statorice R este mult mai mică decât reactanța X, poate fi neglijată: (2.3)

Atunci avem: (2.4)

Din triunghiul ABC din diagrama fazorială simplificată rezultă că:

(2.5)

Din relația (5) se calculează produsul:

(2.6)

Înlocuind relația (6) în relația (1) obținem expresia care stă la baza funcționării, și la analiza regimurilor de stabilitate statică și dinamică a generatoarelor sincrone.

(2.7)

Din relația (7) obținem:

(2.8)

Această expresie este foarte importantă și stă la baza funcționării generatoarelor sincrone dar și la analiza regimurilor de stabilitate statică și dinamică.

Diagrama tehnică P-Q se obține din diagrama fazorială simplificată multiplicând valorile segmentelor cu raportul pentru a obține puterile P și Q.

Puterea reactivă într-un sistem electric alternativ trifazat:

(2.9)

Din construcția diagramei fazoriale simplificate P-Q (figura 4), rezultă că:

(2.10)

Din relația (10) se calculează produsul:

(2.11)

Fig. 1.4. Construirea diagramei P-Q.

Înlocuind relația (11) în relația (9) obținem:

(2.12)

Din relația (12) obținem:

(2.13)

Pentru δ=0 rezultă puterea reactivă maximă pe care o poate furniza generatorul sincron:

(2.14)

Restricțiile (limitările) în funcționarea generatorului sincron (conform notațiilor in figura 4) sunt:

AB – puterea reactivă maximă pe care o poate absorbi generatorul în regim capacitiv atunci când puterea activă este zero;

BC – puterea reactivă maximă produsă de generator;

BD – puterea aparentă sau limita curentului statoric;

CD – limita de încărcare impusă de curentul rotoric de excitație
(cerc cu raza );

DE – limita puterii active datorată turbinei;

AE – limita scăderii curentului de excitație din punctul de vedere al stabilității generatorului ().

Fig. 1.5. Caracteristica unghiulară.

Valoarea maximă a unghiului intern se obține din figura 1.5 aplicând criteriul ariilor egale pentru determinarea stabilității generatorului:

(2.15)

Unde:

MN – este cuplul nominal;

Msm – cuplul electromagnetic sincron maxim.

În intervalul (δ1, δmax) intervine pauza de tensiune, iar cuplul electromagnetic sincron al generatorului scade brusc la zero. În momentul în care s-a atins unghiul δmax cuplul electromagnetic sincron reapare, acționând în intervalul (δmax, δ2) pentru păstrarea stabilității.

Între pulsația a tensiunii rețelei de alimentare, pulsația electrică ω a mișcării rotorului (; p fiind numărul de perechi de poli, iar Ω este viteza unghiulară) și unghiul intern δ există relația:

(2.16)

sau:

0 (2.17)

Prin derivare se obține:

(2.18)

Ecuația mișcării:

(2.19)

unde J este momentul de inerție al rotorului:

(2.20)

Unde:

G – este masa rotorului [kg];

D – diametrul de girație [m];

Dr – diametrul rotorului generatorului [m].

Prin rezolvarea ecuației diferențiale (19) rezultă timpul necesar atingerii valorii δmax , în care defectul trebuie eliminat pentru păstrarea stabilității generatorului:

(2.21)

Regimul de funcționare al unui generator sincron, implică modificarea frecventă a puterilor active și reactive debitate de acesta. Din acest motiv este esențial să se cunoască modul în care se poate realiza modificarea încărcării active și reactive a generatorului.

Diagrama de reglaj este foarte utilă personalului de exploatare pentru dispecerizarea grupurilor energetice, participarea la piața de energie electrică și calificarea pentru asigurarea serviciilor tehnologice de sistem.

Construirea și verificarea diagramei de reglaj PQ la prima punere în funcțiune poate constitui o referință pentru urmărirea comportării în timp a grupului energetic.

CAPITOLUL III. REGLAJUL PUTERE – FRECVENȚĂ
ÎN SISTEME ENERGETICE SINCRONE

Funcționarea interconectată a tuturor centralelor electrice constituie una din caracteristicile importante a unui sistem electroenergetic. Ținând seama de dimensiunile teritoriului pe care se realizează un sistem electroenergetic, de structura și configurația rețelelor electrice între centrale și consumatori, stabilitatea funcționării acestora reprezintă una din problemele importante puse de acest ansamblu complex de instalații.

Aceasta complexitate constă în posibilitățile de care trebuie să dispună sistemul, ca în cazul apariției unor perturbații să poată să asigure valori acceptabile ale parametrilor tensiune și frecvență, în nodurile sale și să nu întrerupă alimentarea consumatorilor.

Această cerință fundamentală impune principiile de bază, tehnice și organizatorice ale stabilității sistemului, obținută prin reglajul putere – frecvență și alte mecanisme de reglaj relevante aplicate într-o zonă sincronă de către operatorul serviciilor tehnologice de sistem.

Mecanisme de reglaj putere – frecvență aplicate într-o zonă sincronă în mod automat sau de către operatorul serviciilor tehnologice de sistem sunt:

Reglajul primar – este automat și obligatoriu pentru toate grupurile energetice sincrone, începe în câteva secunde ca o acțiune comună a tuturor părților implicate din zona sincronă unde a avut loc abaterea de frecvență;

Reglajul secundar – are rolul de a reface rezerva de reglajul primar în decurs de câteva minute și este pus în acțiune doar de către părțile responsabile respectiv operatorii de sisteme de transport;

Reglajul terțiar completează parțial și în cele din urmă înlocuiește rezerva de reglaj secundar prin reprogramarea energiei generate, și este pus în acțiune de către părțile responsabile, respectiv Operatorul de Transport și de Sistem;

Reglajul (Setarea) timpului corectează deviațiile timpului sincron de la timpului global, pe termen lung, ca o acțiune comună a tuturor părților responsabile respectiv Operatorii de Transport și de Sistem.

Pe axa timpului, diferitele rezerve de reglaj acoperă cadre diferite.

În figura 3.1.sunt ilustrat principiul cum, în cazul unui incident cu o scădere de frecvență mare (graficul cu linia punctată care începe înainte de activarea reglajului primar arată principala abatere de frecvență) este activată rezerva de regla primar (activat în câteva secunde).

Fig. 3.1. Principiul acțiunii reglajului frecvență – putere

Rezerva de reglaj primar este activă până la activarea reglajului secundar (activat în câteva minute) și a rezervei de reglaj secundar, care la rândul ei este susținută și urmată de rezerva de reglaj terțiar rapid respectiv reglaj terțiar lent.

3.1. REGLAJUL PRIMAR

Echilibrul energetic

În orice sistem electric, puterea activă trebuie generată în același timp cu consumul. Puterea generată trebuie menținută în echilibru constant cu puterea consumată / solicitată, în caz contrar apare o abatere de la echilibrul de putere.

Perturbațiile de la echilibrul de putere determină o abatere a frecvenței sistemului de la valorile punctului de referință, care vor fi compensate inițial de energia cinetică de rotație a generatoarelor și a motoarelor conectate. Există doar o posibilitate foarte limitată de stocare a energiei electrice ca atare (energie cinetică), prin urmare, trebuie depozitată ca un rezervor de energie primară (cărbune, ulei, apă) pentru sistemele mari de energie și ca energie chimică (baterii) pentru sistemele mici. Acest lucru este insuficient pentru controlul echilibrului de putere în timp real, astfel încât sistemul de producție trebuie să aibă suficientă flexibilitate în schimbarea nivelului de generare.

Un sistem energetic trebuie să poată gestiona instantaneu atât modificările cererii, cât și întreruperile generate de căderea surselor de generare și de transmisie, care, de preferință, nu ar trebui să devină vizibile utilizatorilor rețelei.

3.1.2. Frecvența sistemului

Frecvența electrică f din rețea, numită frecvența sistemului, este o măsură pentru viteza de rotație a generatoarelor sincronizate. Prin creșterea mărimii totale a cererii de energie electrică de către consumatori, frecvența sistemului (viteza de rotație generatoarelor) va scădea, iar prin scăderea cererii, frecvența sistemului va crește. Unitățile de reglare vor iniția automat acțiunea de restabilire a echilibrului dintre cerere și generație prin reglaj primar automat. Deviația de frecvență este influențată atât de inerția totală din sistem, cât și de viteza de reglaj primar.

În condiții neperturbate, frecvența sistemului trebuie menținută în limite stricte, pentru a asigura desfășurarea completă și rapidă a instalațiilor de reglaj ca răspuns la o perturbare. Din perioadele de corecție a timpului sincron, frecvența setată este de 50,0 Hz.

Fig. 3.2. – Reglajul putere – frecvență în sisteme energetice sincrone

Chiar și în cazul unei deviații / căderi de frecvență majoră, fiecare zonă de reglaj / bloc de reglaj își va menține interconexiunile prin adaptarea zonelor de reglaj, cu condiția ca funcționarea sigură a propriului sistem să nu fie periclitată.

3.1.3. Statismul unui generator

Statismul aparent al unui grup generator SG este raportul dintre abaterea cvasistaționară de frecvență din rețea și variația relativă de putere a grupului provocată de variația de frecvență, ca urmare a acțiunii regulatorului.

(3.1)

Este un raport adimensional, în general, exprimat ca procent.

Variația frecvenței sistemului f este definită ca fiind diferența dintre frecvența sistemului și frecvența nominală: (3.2)

Statismul aparent al rețelei (S) este relația dintre abaterea cvasistaționară relativă de frecvență rezultată ca urmare a unei perturbații și variația relativă de putere activă din rețea:

(3.3)

Variația relativă a puterii este definită ca fiind coeficientul variației puterii de ieșire ∆PG a unui generator (în stare de funcționare la starea de echilibru, cu condiția ca domeniul reglajului primar să nu fie complet consumat) și puterea sa nominală de ieșire PGn:

Contribuția unui generator la corectarea unei perturbări a rețelei depinde în principal de statismul generatorului și de rezerva reglajului primar al generatorului în cauză. Figura 3.3 prezintă o diagramă a variațiilor puterii generare a doua generatoare (a) și (b) după descărcări din diferite condiții de echilibru, dar cu rezerve identice de reglaj primar.

Fig. 3.3. Variația puterii generare a generatoarelor (a) și (b) după descărcări
din diferite condiții de echilibru, și rezerve identice de reglaj primar.

În cazul unei perturbări minore , contribuția generatorului (a), (care are controlerul cu panta de cădere mai mică) la corectarea perturbației va fi mai mare decât cea a generatorului (b), care are regulatorul cu cea mai mare pantă de cădere. Abaterea frecvenței la care rezerva reglajului primar al generatorului (a) va fi epuizată ( puterea generată atinge valoarea maximă Pmax) va fi mai mică decât cea a generatorului (b) , chiar dacă ambele generatoare au rezervă identică pentru reglajul primar. În cazul unei perturbări majore , contribuțiile ambelor generatoare la reglajul primar în condiții cvasi-staționare vor fi egale.

3.1.4. Caracteristica frecventă – putere a sistemului

Caracteristica frecventă – putere a sistemului, numită și energia reglantă a rețelei, a unei zone sau blocuri sincrone, reprezintă coeficientul de deviație a puterii ∆Pa responsabil pentru perturbație și abaterea cvasistaționară de frecvență ∆f rezultate în urma de perturbației (deficitele de putere sunt considerate valori negative):

(3.4)

Caracteristica de frecvență a rețelei electrice i este măsurată pentru o anumită zonă de reglaj i sau bloc. Aceasta corespunde cu coeficientul ∆Pi (variația de putere măsurată la TIE-LINE zonei de reglaj sau bloc i) și deviația frecvenței ∆f ca răspuns la perturbație (în zona de reglaj unde este provocată perturbația, va fi necesar să se adauge surplusul de putere sau să se scadă deficitul de putere, responsabil de producerea perturbației în cauză).

(3.5)

Contribuția fiecărei zone de reglaj / bloc la caracteristica e frecvență a rețelei electrice se bazează pe valoarea setată i0 pentru caracteristica de frecvență a rețelei din zona de reglaj vizată. Această valoare de referință este obținută prin multiplicarea caracteristicilor de frecvență pentru întreaga zonă sincronă și coeficienții de contribuție Ci ai diferitelor zone de reglaj respectiv blocuri:

(3.6)

Această formulă este folosită pentru a determina contribuția solicitată Ci a unei zone de reglaj sau bloc pentru reglajul primar.

Caracteristicile de frecvență a rețelei pentru anumite zone de reglaj primar sau bloc trebuie să rămână cât mai constante posibil, în intervalul de frecvență aplicat. Astfel, gama de insensibilitate a controlerelor de reglaj ar trebui să fie cât mai mică posibil și în nici un caz să nu depășească ± 10mHz.

În cazul în care există bandă moartă în controlere specifice, acestea trebuie să fie compensate în interiorul zonei de reglaj primar sau blocului în cauză.

Valoarea punctului de referință u0 pentru caracteristica generală de reglaj frecvență – putere este definită de UCTE pe baza condițiilor descrise în politica de reglaj, luând în considerare măsurătorile, experiența și considerentele teoretice.

3.1.5. Bazele de reglajului primar

Diferitele perturbații sau deviații aleatorii care afectează echilibrul dintre puterea generată și puterea cerută vor determina o deviație a frecvenței la care reglajul primar al generatoarelor implicate în reglajul primar va reacționa în orice moment.

Fig. 3.4. – Principiul reglajului primar

Proporționalitatea reglajului primar și implicarea colectivă a tuturor partenerilor de interconectare este de așa natură încât echilibrul dintre energia electrică generată și energia consumată va fi imediat restabilită, asigurându-se astfel că frecvența sistemului va fi menținută în limitele admise. În cazul în care frecvența depășește limitele admise, sunt necesare și efectuate măsuri suplimentare în afara domeniului de aplicare al reglajului primar pentru a menține funcționarea interconectată.

Această abatere a frecvenței sistemului va determina controlerul reglajului primar ai tuturor generatoarelor supuse reglajului primar să răspundă în câteva secunde. Controlerul modifică puterea livrată de generatoare până când se restabilește un echilibru între puterea generată și consum. Imediat ce balanța este restabilită, frecvența sistemului se stabilizează și rămâne la o valoare cvasi-constantă, dar poate fi diferită de valoarea de setare a frecvenței datorită abaterii regulatoarelor care oferă un tip de acțiune proporțional. În consecință, schimburile transfrontaliere de putere în sisteme interconectate vor diferi de valorile convenite între companii. Reglajul secundar va prelua deviațiile de frecvență și putere rămase după un interval de 15 până la 30 de secunde.

Fig. 3.5. Abaterea dinamică a frecvenței.
fdin.max – Abaterea dinamică a frecvenței; f – Abatere de tip cvasi-staționar

Funcția reglajului secundar este de a restabili schimburile transfrontaliere de putere la valorile lor setate (programate) și de a restabili simultan frecvența sistemului la valoarea sa de referință.

Mărimea a deviației dinamice a frecvenței este guvernată în principal de următoarele:

amplitudinea și evoluția în timp a perturbării care afectează echilibrul dintre producția de energie și consum;

energia cinetică a mașinilor rotative din sistem;

numărul de generatoare supuse reglajului primar, a rezervei de reglaj primar și distribuirea acestuia între aceste generatoare;

caracteristicile dinamice ale mașinilor (inclusiv controlerele);

caracteristicile dinamice ale sarcinilor, în special efectul autoreglabil al sarcinilor.

Deviația frecvenței de la starea cvasi-constantă ∆f este guvernată de amplitudinea perturbației și caracteristica de frecvență a sistemului, care este influențată în principal de următoarele:

scăderea puterii generate a tuturor generatoarelor supuse controlului primar în zona sincronă;

sensibilitatea consumului la variațiile frecvenței din sistem.

3.1.6. Principiul acțiunii comune

Fiecare Operator de Transport și de Sistem trebuie să contribuie la corectarea unei perturbații în conformitate cu coeficientul său de contribuție la reglajul primar.

Acești coeficienți de contribuție Cii se calculează în mod regulat pentru fiecare zonă de reglaj / bloc sau partener de interconectare / Operator de Transport si de Sistem utilizând următoarea formulă:

(3.7)

Unde:

Ei – este energia electrică produsă în reglaj primar / bloc i (inclusiv producția de energie electrică pentru export și producția de energie electrică programată din unități operate în comun)

Eu – este totalul (suma) producției de energie electrică în toate reglajele primare / blocuri ale zonei sincrone.

Pentru a se asigura respectarea principiului acțiunii comune, caracteristicile de frecvență ale sistemului a diferitelor domenii de reglaj primar trebuie să rămână cât mai constante posibil. Acest lucru este valabil în special pentru deviațiile de frecvență mici ∆f, unde "benzile moarte" ale generatoarelor pot avea o influență inacceptabilă asupra furnizării de energie de în reglaj primar în zonele de reglaj în cauză.

3.1.7. Performanța țintă

Definirea condițiilor pentru eficiența reglajului primar se bazează pe următorii parametri:

pierderea simultană a două unități de generare din centrale electrice sau pierderea unei secțiuni de linie sau a barei colectoare;

experiența a arătat că incidentele care duc la o pierdere și mai mare a puterii sunt extrem de rare;

controlul unor astfel de incidente prin activarea unei puteri de reglaj mult mai mare decât este necesar poate duce la supraîncărcarea sistemului de transmisie, punând astfel în pericol rețeaua interconectată.

Ipoteza de proiectare aplicată se bazează pe parametrii nefavorabili care oferă o marjă de siguranță în valorile estimate. În consecință, este probabil ca și incidentele mai grave să poată fi organizate în practică, fără a fi nevoie de deconectarea de la sistemul electric sincron, de obicei efectuată automat, pentru a controla frecvența în situații de urgență (LOAD-SHEDDING ).

Pe baza parametrilor de mai sus, incidentul de referință a fost definit a fi de 3000 MW pentru prima zonă sincronă europeană, pentru a doua zonă sincronă este de 250 MW. Pornind de la funcționarea neperturbată a rețelei interconectate, o pierdere bruscă de capacitate de generare de 3000 MW respectiv 250 MW, trebuie să fie compensată numai de reglajul primar, fără a fi nevoie de deconectare automată a sarcinii consumatorilor ca răspuns la o deviație de frecvență. În plus, în cazul în care se presupune că efectul de autoreglare al sarcinii sistemului este de 1% / Hz, deviația absolută a frecvenței nu trebuie să depășească 180 mHz. De asemenea, o depășire bruscă a sarcinii peste valoarea puterii de reglaj primar în total, nu trebuie să conducă la o deviație a frecvenței care depășește 180 mHz. În cazul în care efectul de autoreglare al sarcinii nu este luat în considerare, deviația de frecvență absolută nu trebuie să depășească 200 mHz.

Fig. 3.6. – Mișcarea tipică a frecvenței rețelei europene la pierderea de capacități de generare. A – pierdere în capacitatea de generare: P = 3000 MW, Prețea = 150 GW, efect de autoreglare a sarcinii: 1% / Hz; B1 – Pierdere în capacitatea de generare: P = 1300 MW, Prețea = 200 GW, efect de autoreglare a sarcinii: 2% / Hz; B2 – Pierderea în capacitatea de generare: P = 1300 MW, Prețea = 200 GW, efect de autoreglare a sarcinii: 1% / Hz.

În figura 3.6 sunt prezentate mișcări în frecvența sistemului pentru o ipoteză de proiectare dată (cazul A), în care cerințele dinamice pentru activarea puterii de reglaj sunt îndeplinite în conformitate cu cerințele pentru timpul de desfășurare. S-au selectat ipoteze nefavorabile pentru toți parametrii modelului. Deviația maximă absolută frecvenței este 800 mHz – aceasta înseamnă că pragul pentru descărcarea automată a sarcinii nu va fi atins de o anumită marjă a consumului.

Valoarea de 3000 MW folosită aici ca incident de referință depinde de dimensiunea zonei sincrone și poate fi modificată în cazul extinderii sau reducerii zonei sincrone (sau deconectarea unei zone sincrone).

În scopuri comparative, s-au efectuat și simulări folosind parametrii reali ai modelului (cazul B), pentru a permite parcurgerea în paralel a deviației tipice a frecvenței rețelei asociate cu pierderile obișnuite în capacitatea de generare. Aceste simulări arată că în sistemul energetic european, pentru o pierdere de capacitate de până la 1300 MW, deviația absolută a frecvenței va rămâne sub 200 mHz.

Dacă trebuie atinsă performanța țintă descrisă mai sus, sistemul trebuie să funcționeze astfel încât, în funcție de sarcina sistemului, caracteristicile de frecvență pentru sistemul european pentru întreaga zonă sincronă să se încadreze într-o bandă relativ îngustă. Luând în considerare efectul autoreglabil al sarcinii, pentru sistemul european se prezintă tabelul următor.

Tabelul 3.1. Efectul autoreglabil al sarcinii,
pentru prima zonă sincronă a sistemul european

Pentru zona sincronă europeană au fost aplicate următoarele ipoteze pentru definirea condițiilor marginale pentru funcționarea reglajului primar:

Bazele de proiectare / incidentul de referință: Deviația bruscă de 3000 MW în balanța de producție și consum;

Sistem de încărcare în afara vârfului de sarcină de aproximativ 150 GW și sarcină maximă aproximativ 300 GW;

Timpul de pornire al sistemului: de la 10 la 12 secunde;

Efect de auto-reglare a sarcinii: 1% / Hz;

Starea cvasi-staționară maximă admisă a deviației de frecvență : ± 180 mHz și dinamică: ± 800 mHz

Deviația maximă dinamică frecvenței este de ± 800 mHz și include o marjă de siguranță. Această marjă este de 200 mHz în total, și este destinată să acopere următoarele influențe și elemente de incertitudine:

Posibilă deviație staționară de frecvență înainte de incident (50 mHz);

Insensibilitatea regulatorului turbinei (20 mHz);

O deviație dinamică de frecvență mai mare la locul incidentului, care nu este luată în considerare în modelul de rețea specific utilizat pentru simulări (50 mHz);

Alte elemente de incertitudine din model (aproximativ 10%, 80 mHz).

În cazul de descărcare automată a sarcinii, precizia de 50-100 mHz va fi în general suficientă pentru pragurile releelor.

3.1.8. Rezerva de reglaj primar

Rezerva totală de reglaj primar pentru întreaga zonă sincronă europeană Ppu este determinată de UCTE pe baza condițiilor stabilite în subsecțiunile anterioare, luând în considerare măsurătorile, experiența și considerentele teoretice.

Acțiunile Ppi ale zonelor de reglaj primar / blocuri sunt definite prin înmulțirea rezervei calculate pentru zona sincronă și a coeficienților de contribuție Ci ai diferitelor zone de reglaj primar, respectiv blocuri: (3.8)

Întreaga rezervă de reglaj primar este activată ca răspuns la o deviație cvasi-staționară a frecvenței de – 200 mHz sau mai mult. De asemenea, ca răspuns la o deviație de frecvență de +200 mHz sau mai mult, generarea de energie trebuie să fie redusă cu valoarea întregii rezerve de reglaj primar. Pentru a limita solicitarea rezervelor de reglaj primar la dezechilibre de putere neprogramate, frecvența sistemului nu trebuie să depășească sau să scadă sub un interval de ± 20 mHz pentru perioade lungi de timp în condiții neperturbate.

3.1.9. Timpul de acționare a rezervelor de reglaj primar

Timpul de desfășurare a rezervelor de reglaj primar al diferitelor zone de reglaj primar trebuie să fie cât mai apropiate posibil, pentru a minimiza interacțiunea dinamică între zonele de reglaj respectiv blocuri. În acest caz, suntem preocupați de performanța anticipată, mai degrabă decât de logica controlerelor de reglaj.

În cele ce urmează, se ia în considerare un incident de referință de 3000 MW (pierderea de generare sau de încărcare,) pentru prima zonă sincronă. Rezerva de reglaj primar al fiecărei zone de reglaj / bloc determinată în conformitate cu coeficientul de contribuție corespunzător) trebuie activată pe deplin în decurs de 15 secunde ca răspuns la perturbațiile ∆P de mai puțin de 1500 MW (se presupune că, în cazul în care valorile pentru puterea de rezervă activate sunt mai mici, timpul de desfășurare mai mic de 15 secunde va fi dificil de realizat) sau într-o limită de timp liniară de 15 până la 30 de secunde ca răspuns la un ∆P de 1500 ÷ 3000 MW. Ca o cerință minimă, timpul de desfășurare al rezervei de reglaj primar trebuie să fie în concordanță cu graficele reprezentate în figura 3.7, care reprezintă comportamentul general al sistemului..

Fig. 3.7 . – Desfășurarea minimă a puterii de reglaj primar
în funcție de timp și mărimea perturbației ∆P

Puterea activată va sta pe, sau peste curbele plotate, până când echilibrul dintre generarea și consumul de energie va fi restabilit. Pentru fiecare zonă de reglaj / bloc, cifrele pentru puterea indicată sunt înmulțite cu coeficientul de contribuție relevant Ci. Figura 3.7 ilustrează desfășurarea minimă a puterii de reglaj primar în funcție de timp și mărimea perturbării ∆P.

3.1.10. Măsurarea performanțelor

Se face distincția între calitatea reglajului în întreaga zonă sincronă (calitatea generală) și calitatea reglajului în fiecare zonă / bloc de reglaj (calitate locală). Fiecare unitate generatoare / operator de transport interconectat trebuie să acționeze pentru a asigura un reglaj primar eficient, pentru a se asigura menținerea unui nivel general ridicat de calitate. Scopul principal al unui control global al calității este de a evalua performanța reglajului primar al întregii zone sincrone.

Această evaluare se realizează prin analiza frecvenței sistemului, a rețelei în timpul perturbațiilor. Scopul principal al acestei analize de frecvență este de a estima fiabilitatea operațională a rețelei interconectate.

Caracteristica e frecventă a sistemului / rețelei U a întregii zone sincrone se calculează după următoarea relație:

(3.9)

Unde:

∆Pa – este variația de putere care cauzează o perturbare și

∆f – este deviația de frecvență cvasi-constantă ca răspuns la o perturbare.

Aceasta se determină dintr-o "linie de netezire" trasă între 10 și 30 de secunde după perturbație, astfel încât suma abaterilor de frecvență εi în raport cu această linie să fie zero (linia trebuie trasă astfel încât suma abaterilor absolute ε este minimă, figura (3.8).

Fig. 3.8. Determinarea performanței reglajului primar

Se presupune că partea principală a rezervei de reglaj primar este activată după 20 de secunde, în timp ce contribuția reglajului secundar la corectarea perturbării nu va fi încă perceptibilă.

O verificare locală a calității reglajului va permite fiecărei părți să verifice dacă contribuția respectivă la reglajul primar este în concordanță cu cerințele. O unitate generatoare interconectată, un Operator de Transport si de Sistem interconectat poate verifica calitatea reglajului primar prin evaluarea caracteristicii de frecvență a unității generatoare interconectate, a operatorului în zona sa de reglaj / unitate generatoare de fiecare dată când are loc o perturbație și comparându-l cu caracteristicile de frecvență a sistemului sau al întregii zone sincrone.

Caracteristica de frecvență pentru un sistem energetic /rețea i într-o zonă de reglaj / bloc, se calculează după următoarea relație:

(3.10)

Unde:

∆Pi – o variație a puterii generate în zona de reglaj / bloc generator, măsurată la punctele de interconectare unde se produce perturbația, și trebuie completat / scăzut deficitul / excedentul de putere;

Δf – este deviația de frecvență cvasi-constantă ca răspuns la o perturbare a ∆Pa.

Aceste două măsurători trebuie să fie simultane (timbrele tuturor măsurătorilor trebuie să fie sincrone) si trebuie să fie posibilă estimarea erorilor de măsurare.

În zonele de reglaj primar / blocuri , în care schimbările rapide aleatorii în puterea de schimb transfrontalieră totală sunt comparabile cu variațiile puterii transfrontaliere de schimb pentru zona ∆Pi, poate fi determinată de liniile de netezire reprezentând puterea de schimb transfrontalieră înainte și după o perturbare.

Pentru a permite monitorizarea calității controlului, se recomandă înregistrarea și analizarea continuă a întreruperilor în producție sau consum care depășesc limitele stabilite pentru fiecare zonă sincronă. Valoarea depinde de mărimea zonei sincrone, valoarea de 1000 MW este valabilă doar pentru prima zonă sincronă din 2004, pentru a doua zonă sincronă valoarea este de 250 MW.

Următoarele informații sunt necesare în acest scop:

localizarea perturbării;

data și ora perturbării;

cantitatea de producție / consum pierdută în timpul perturbării;

tipul de perturbare.

Unitatea generatoare interconectată afectată / operatorul de sisteme de transport va pune aceste informații la dispoziția tuturor celorlalți parteneri de interconectare / operatori de sisteme de transport.

Chiar dacă măsurătorile frecvenței sistemelor si a valorii transferului transfrontalier de energie realizate în timpul unei perturbații sunt inexacte, acestea vor permite ca asupra fiecărei unități generatoare / OTS interconectate să se efectueze o analiză statistică a caracteristicilor frecvenței sistemului și a reglajului primar activat, și compararea rezultatelor acestei analize cu valori corespunzătoare pentru întreaga zonă sincronă. Pentru fiecare unitate generatoare / operator de transport interconectat trebuie să efectueze controale regulate pentru a se asigura că timpii de activare și desfășurare pentru rezerva de putere pentru reglaj primar sunt în concordanță cu cerințele reglajului primar.

3.2. REGLAJUL SECUNDAR

Orice dezechilibru între generarea și consumul de energie electrică va duce (în timp real) la o schimbare de frecvență în cadrul rețelei complete a zonei sincrone. Ca rezultat în timp, apare o deviație de frecvență. La frecvențele sistemului sub 50 Hz, cererea totală de energie a fost mai mare decât energia totală generată, la frecvențe mai mari de 50 Hz, cererea totală de energie a fost mai mică decât energia totală generată. În practică, cererea de energie variază în mod continuu, chiar și fără erori de prognoză, astfel încât reglajul secundar în timp real este necesar în mod continuu.

Prin urmare reglajul secundar, putere – frecvență are ca scop readucerea frecventei la valoarea de consemn si a puterilor de schimb la valorile program fiind denumit “reglajul soldului cu corecția de frecventă.

Caracteristicile reglajului secundar putere – frecvență sunt:

este Reglaj de frecventa, reglaj de putere, reglaj frecventa-putere

reface rezerva de reglaj primar

bazat pe principiul nonintervenției : dezechilibrul e putere se compensează numai de zona în care a apărut

centralizat (unul/zonă)

este automat

trebuie să aibă disponibilitate maximă

rezerva de reglaj este precalculată de fiecare bloc de reglaj

acționează asupra unui număr predefinit de grupuri

O abatere ∆f a frecvenței sistemului de la valoarea sa de consemn de 50,0 Hz va activa rezerva de putere a reglajului primar în toată zona sincronă:

(3.11)

Unde:

u – caracteristica de frecvență (de rețea) a sistemului întregii zone sincrone, adică suma caracteristicilor de frecvență din toate zonele de reglaj respectiv blocuri.

Reglajul primar permite restabilirea unui echilibru la o frecvență a sistemului diferită de valoarea punctului de consemn a frecvenței (la o deviație de frecvență cvasi-constantă ∆f), ca răspuns la un dezechilibru brusc între puterea generată și consum (incident) sau abateri aleatorii de la echilibrul de putere. Deoarece toate zonele de reglaj contribuie la procesul de reglaj în sistemul interconectat, cu modificările asociate în balanța de generare a energiei și consum, în aceste zone de control, un dezechilibru între generarea și consumul de energie în orice zonă de control va determina deviații de energie între zonele de control individuale care vor fi determinate să se abată de la valorile convenite / programate (deviațiile intermediare de putere ΔPi).

Funcția reglajului secundar (cunoscut și sub numele de reglaj putere – frecvență) este menținerea sau restabilirea balanței de putere în fiecare zonă sincronă / bloc și, în consecință, menținerea sau restabilirea frecvenței f a sistemului la valoarea sa de referință de 50,0 Hz și intervalele de putere cu domeniile de reglaj adiacent la valorile planificate, programate, asigurându-se astfel că rezerva completă de reglaj primar activată va fi din nou disponibilă.

În plus, reglajul secundar nu poate afecta acțiunea reglajului primar. Aceste acțiuni ale reglajului secundar vor avea loc simultan și continuu, atât ca răspuns la abaterile minore care vor apărea în mod inevitabil în timpul funcționării normale, cât și ca răspuns la o discrepanță majoră între producție și consum (asociată de exemplu cu declanșarea unei unități de generare sau deconectare de la rețea). Pentru a îndeplini aceste cerințe în paralel, reglajul secundar trebuie să fie exploatat prin metode caracteristice rețelei.

Într-o anumită zonă de reglaj, cererea de energie electrică ar trebui să fie acoperită în permanență de energia electrică produsă în zona respectivă, împreună cu importurile de energie electrică (în cadrul contractelor de cumpărare și / sau a producției de energie electrică provenind de la instalații aflate în comun în afara zonei în cauză).

Pentru a menține acest echilibru, trebuie să fie disponibilă capacitatea de producție pentru a fi utilizată ca rezerva de reglaj secundar pentru a acoperi întreruperile centralei electrice și toate perturbările care afectează producția, consumul și transmisia energiei electrice. Reglajul secundar se aplică generatoarelor selectate din centralele electrice care cuprind bucla de reglaj.

Fig. 3.9. – Principiul reglajului secundar de putere

Reglajul secundar funcționează pentru perioade de câteva minute ( până la 15 minute) și, prin urmare, este disociat în timp util de reglajul primar. Acest comportament în timp este asociat cu caracteristica PI (proporțional-integrală) a controlerului reglajului secundar. Controlerul reglajului secundar utilizează măsurătorile fluxurilor de putere activă și frecvență din sistem pe circuitul care conectează două sau mai multe domenii de reglaj sau sisteme reglaj ale unui sistem electric (TIE-LINE), a zonei reglate respectiv bloc.

Controlerul secundar, calculează valorile setărilor de putere ale seturilor de generatoare selectate pentru reglaj și transmite aceste valori de referință către seturile de generatoare selectate.

Atunci când consumul depășește în mod continuu producția, trebuie luate măsuri imediate pentru a restabili echilibrul dintre cele două prin utilizarea generatoarelor de rezervă, a variației contractuale a sarcinii sau deconectarea sarcinii de la sistemul electric sincron, de obicei efectuată automat, pentru a controla frecvența sistemului în situații de urgență sau prin eliminarea unei părți din sarcina clientului ca o ultimă soluție.

Capacitatea suficientă de transmisie a energiei trebuie să fie menținută în permanență pentru a se adapta capacității de rezervă și a rezervelor de generare.

Deoarece este imposibil din punct de vedere tehnic să se protejeze împotriva tuturor variabilelor aleatorii care afectează producția, consumul sau transmisia, volumul capacității de rezervă va depinde de nivelul de risc considerat acceptabil. Aceste principii se vor aplica, indiferent de repartizarea responsabilităților între părțile implicate în furnizarea de energie electrică consumatorilor.

3.2.1. Principiul rețelei, metoda caracteristică

Pentru a determina dacă deviațiile interschimbabile a energiei sunt asociate cu un dezechilibru în zona de reglaj sau blocul în cauză, concertată cu activarea reglajului primar, metodele caracteristice reglajului secundar al rețelei trebuie aplicate tuturor domeniilor de reglaj / blocuri de reglaj din zona sincronă. Conform acestei metode, fiecare zona de reglaj / bloc, este echipata cu un controler de reglaj secundar pentru a minimiza erorile de reglaj din zona respectivă în timp real:

(3.12)

Unde:

Pmas – este suma transferurilor instantanee de energie activă pe rețea;

Pprog – este rezultatul programului de schimb cu toate celelalte domenii adiacente de reglaj;

Kri – factorul K al zonei de reglaj (MW / Hz), o constantă setată pe controlerul secundar;

Fmas – f0 – este diferența dintre valoarea măsurată instantaneu a frecvenței sistemului și valoarea țintă (setată) a frecvenței sistemului.

Eroarea zonei de reglaj (ERROR CONTROL AREA (ACE)) este dezechilibrul zonei de reglaj: (3.13)

din care este scăzută contribuția sa la reglajul primar, dacă valoarea factorului Kri este egală cu caracteristica de frecvență a sistemului.

Eroarea de putere datorată abaterii de frecvență de la valorile de referință este:

(3.14)

Valorile de referință ale frecvenței fr sunt 50.01 Hz, 50.00 Hz și 49.99 Hz.

Factorul Kri exprimat în funcție de caracteristica de rețea (frecvență) a unei zone de reglaj respectiv blocuri este:

(3.15)

Unde:

– caracteristica de rețea a zonei de reglaj / bloc calculată cu formula (3.5)

Ci – coeficientul de participație, se calculează în mod regulat pentru fiecare zonă de reglaj / bloc sau partener de interconectare / Operator de Transport si de Sistem utilizând calculată cu formula (3.7):

Unde:

Ei – este energia electrică produsă în reglaj primar / bloc i (inclusiv producția de energie electrică pentru export și producția de energie electrică programată din unități operate în comun)

Eu – este totalul (suma) producției de energie electrică în toate reglajele primare / blocuri ale zonei sincrone.

Tranziturile de putere sunt considerate pozitive pentru ieșirea energiei electrice din sistem (export) și negative pentru intrarea de energie în sistem (import), prin urmare, o eroare a zonei de reglaj pozitivă (respectiv negativă) (ACE) necesită o reducere (respectiv o creștere) a puterii de reglaj secundar. Eroarea zonei de reglaj trebuie să fie ținută aproape de zero în fiecare zonă de reglaj sau bloc. Scopul este dublu:

Balanța zonei de reglaj / a blocului. Dacă frecvența măsurată a sistemului fmas este egală cu frecvența punctului de setare f0, eroarea zonei de reglaj este dezechilibrul zonei de reglaj / bloc, adică diferența dintre schimburile de energie măsurate Pmas și schimburile programate Pprog.

Efectul negativ asupra controlului primar. Puterea dezvoltată de reglajul primar în zona de reglaj / bloc luată în considerare este dată de relația:

(3.16)

Această cantitate de energie trebuie să fie scăzută din dezechilibrul de putere pentru a nu neutraliza acțiunea reglajului primar. Acest lucru este adevărat dacă .

Datorită incertitudinii cu privire la efectul autoreglabil al sarcinii, valoarea factorului K al zonei de reglaj Kri poate fi aleasă ușor mai mare decât i astfel încât reglajul secundar va accentua efectul reglajului primar și nu îl va contracara.

Atunci când , în condiții echilibrate (), eroarea zonei de reglaj va fi de asemenea egală cu zero. Din motive de simplitate, metoda caracteristicilor de rețea va fi explicată pe baza unui sistem interconectat care cuprinde doar două domenii de reglaj.

Înainte de o perturbare:

Situația înaintea perturbării se presupune a fi următoarea:

– (frecvența reală f = frecvența punctului de referință)

– (capacitatea de schimb reală = valoarea setată ca referință a capacității de schimb de putere)

Perturbare și reglajul primar:

Să presupunem că, în rețeaua 2, puterea generată Pa este pierdută. Reglajul primar stabilizează frecvența la

Următoarea relație se va aplica întregului sistem , (3.17)

unde u este caracteristica de frecvență a sistemului.

Deoarece capacitatea de generare este pierdută, Pa va avea o valoare negativă, prin urmare, valoarea ∆f va fi de asemenea negativă. Ca răspuns la deviația de frecvență ∆f și pe baza caracteristicilor de frecvență a rețelelor 1 și 2 celor două rețele separate, următoarele valori de putere vor fi activate de reglajul primar:

(3.18)

(3.19)

Pierderea puterii Pa va fi compensată de valorile puterii ∆P1 și ∆P2:

(3.20)

iar frecvența va fi stabilizată la o valoare mai mică, redusă cu ∆f.

Înainte de activarea reglajului secundar

Puterea de schimb ∆P dintre cele două domenii de reglaj nu va mai fi zero, dar devine , considerată din domeniul de reglaj 1, este o putere exportată, adică are o valoare pozitivă , luată în considerare în zona de reglaj 2, pentru care este o putere importată, adică are o valoare negativă.

Cu condiția ca valoarea lui Kr1 să fie setată la 1 pe controlerul 1 și valoarea lui Kr2 este setată la 2 pe controlerul 2, aceasta va da următoarea relație pentru deviațiile generale de reglaj G1 și G2:

(3.21)

Controlerul 1 nu reacționează, iar reglajul primar în zona de reglaj 1 va fi menținut atâta timp cât ∆f persistă; iar reglajul secundar nu va fi activat în zona de reglaj 1.

Pentru zona 2, eroarea zonei de reglaj este dată de:

(3.22)

Adică, controlerul 2 activează reglajul secundar, iar reglajul primar în zona de reglaj 2 va fi menținut atâta timp cât ∆f persistă, pierderea puterii Pa va fi compensată de acțiunea reglajului secundar în zona 2, astfel încât abaterea asociată cu pierderea puterii Pa va fi restabilită la zero.

Fig. 3.10. Efectul reglajului secundar la căderea sursei Pa

Dacă reglajul secundar trebuie să se comporte așa cum este descris mai sus, trebuie îndeplinite următoarele condiții:

centralele electrice implicate în reglajul secundar trebuie să aibă întotdeauna disponibilă rezerva de reglaj secundar, asigurându-se astfel că o modificare a setării controlerului secundar va produce o schimbare reală a puterii produsă de seturile de generatoare implicate (rezerva secundară de reglaj);

Gi nu poate include niciun termen suplimentar, de exemplu un termen corectiv pentru minimizarea automată a unui schimb orar involuntar sau a oricărei alte forme de compensare.

3.2.2. Factorul K

Pentru a se asigura că reglajul secundar va fi apelat numai în domeniul de reglaj / bloc care este sursa perturbației, toate valorile pentru factorul K, Kri setate pe controlerul secundar ar trebui, teoretic, să fie egale cu caracteristica de frecvență a sistemului in zona de reglaj 1.
Caracteristicile de frecvență a sistemului unei zone de reglaj se vor schimba în funcție de sarcina nominală a seturilor de generatoare care funcționează în orice moment.

În consecință, valoarea coeficientului Krj ar putea fi prevăzut să fie ajustată în mod regulat pentru a ține seama de generatoarele în funcțiune. Cu toate acestea, acest lucru trebuie evitat, deoarece ajustarea necoordonată a Krj de către diferiții parteneri de interconectare va produce mai multe discrepanțe în comportamentul lor în reglajul secundar decât cele asociate conservării diverselor valori Krj la valori constante. Datorită incertitudinii cu privire la efectul autoreglabil al sarcinii, coeficientul Kri poate fi ales ușor mai mare decât valoarea nominală a caracteristicilor de frecvență astfel încât reglajul secundar va accentua efectul reglajului primar și nu îl va contracara .

3.2.3. Controlerul secundar

Comportamentul dorit al controlerului secundar în timp va fi obținut prin atribuirea unei caracteristici proporționale-integrate (PI), unor circuite de comandă în conformitate cu următoarea ecuație:

(3.23)

Unde:

– variabila de corecție a comenzii controlerului secundar al generatoarelor din zona de reglaj i;

– factorul proporțional (câștigul) al controlerului secundar în zona de reglaj i;

– constanta de timp de integrare a controlerului secundar în zona de reglaj i;

– eroarea zonei de reglaj în zona de reglaj i.

Deoarece frecvența sistemului și abaterile de putere trebuie să revină la valorile punctului de setare în timpul necesar (fără un control suplimentar necesar), trebuie aplicat un timp de integrare adecvat. Un termen proporțional excesiv de mare poate avea un efect dăunător asupra stabilității operaționale în zonele interconectate, în special, în cazul în care instalațiile hidroelectrice sunt utilizate pentru reglajul secundar, există riscul ca o creștere a factorului proporțional să inițieze oscilații ale rețelei. Această perioadă naturală de oscilație poate varia de la 3 la 5 secunde și poate fi modificată pe măsura extinderii zonei sincrone.

În cazul unei erori a zonei de reglaj pozitive sau negative persistente, care conduce la o saturație a rezervei secundare de reglaj, termenul integral ar trebui să fie limitat. Caracterul non-oscilator al controlerului secundar permite recuperarea reglajului de îndată ce eroarea zonei de reglaj revine la zero. Setările parametrilor pentru controlerele secundare din toate zonele de reglaj / blocuri trebuie să urmeze o orientare comună pentru a asigura cooperarea realizarea reglajului secundar în zona sincronă.

3.2.4. Ierarhia și organizarea reglajului

Zona sincronă constă din multiple zone de reglaj sau blocuri interconectate, fiecare dintre ele cu reglaj secundar centralizat. Fiecare zonă de reglaj / bloc poate fi împărțită în zone sub-reglate care își operează propriul reglaj secundar, atâta timp cât acest lucru nu pune în pericol operațiunea interconectată. Ierarhia reglajului secundar constă în zona sincronă, cu blocuri de reglaj și (opțional) incluse în domenii de reglaj, un exemplu de astfel de structură este prezentat în figura 3.11.

Fig. 3.11. – Exemplu de structură pentru organizarea și ierarhizarea reglajului secundar

Dacă un bloc de reglaj are zone interne de reglaj, reglajul blocului organizează controlul intern al reglajului secundar în conformitate cu una dintre următoarele scheme (în principiu, tipul de organizare internă nu trebuie să influențeze comportamentul sau calitatea controlului secundar între blocurile de control):

Centralizat – reglajul secundar pentru blocul de reglaj este efectuat central printr-un singur controler (ca o zonă de reglaj); Operatorul grupului, blocului de reglaj are aceleași responsabilități ca și operatorul zonei de reglaj;

Pluralist – reglajul secundar este efectuat într-un mod descentralizat, cu mai multe zone de control. Un singur operator de transport și de sistem, este coordonatorul blocului de reglaj, reglementează întregul bloc față de vecinii săi cu propriul său controler și capacitate de reglare, în timp ce toți ceilalți operatori (OTS) ai blocurilor își reglementează propriile domenii de reglaj într-un mod descentralizat prin propriile lor mijloace de reglaj;

Ierarhic – reglajul secundar se efectuează în mod descentralizat, cu mai multe zone de reglaj. Un singur operator e transport si de sistem, este coordonatorul blocului și operează controlerul blocului suprapus care influențează direct controlerele subordonate ale tuturor zonelor de reglaj ale blocului de reglaj.

Coordonatorul de bloc poate avea sau nu capacitate de reglare pe cont propriu.

3.2.5. Gama de reglaj secundar și rezerva

Gama de reglaj secundar este domeniul de reglare a puterii de reglaj secundar, în cadrul căruia reglajul secundar poate funcționa automat, în ambele direcții (pozitive și negative) la momentul respectiv, din punctul de lucru al puterii reglajului secundar.

Rezerva de reglaj secundar este partea pozitivă a gamei de reglaj secundar între punctul de lucru și valoarea maximă. Porțiunea din gama de reglaj secundar activată deja la punctul de lucru este puterea de reglaj secundar.

Mărimea rezervei de reglaj secundar, care este solicitată, depinde în general de mărimea variațiilor tipice de sarcină, de modificările programate (sau nu), de încărcare a unităților generatoare. Rezervele minime recomandate legate de variațiile sarcinii sunt prezentate în figura 3.12.

Fig. 3.12. – Explicație la formarea puterii și rezervei de reglaj secundar

În cazul în care consumul depășește în mod continuu producția, indiferent de disponibilitatea acestei capacități de rezervă, trebuie luate măsuri imediate pentru a restabili echilibrul prin utilizarea reglajului terțiar, a rezervelor în așteptare, a variațiilor contractuale de sarcină / limitarea sarcinii sau descărcarea automată a unei părți din sarcina clientului ca o ultimă soluție. O capacitate suficientă de transmisie a energiei electrice trebuie menținută în permanență pentru a se adapta capacității de rezervă și a surselor de rezervă.

Rata de schimbare a puterii de ieșire a generatoarelor utilizate pentru reglajul secundar trebuie să fie, în totalitate, suficientă pentru scopurile reglajului secundar. Acesta este definită ca un procent din puterea nominală a generatorului utilizat pentru reglaj, pe unitate de timp și depinde puternic de tipul de generatorului.

Tipurile de generatoare care pot fi utilizate pentru reglajul secundar într-o zonă de reglaj depinde de mixul de generare, de energiile primare disponibile în acea zonă geografică și, prin urmare, reglajul secundar nu este distribuit uniform în zona sincronă.

Fig. 3.13. – Rezerva e reglaj secundar recomandată de UCTE

De obicei, pentru centralele electrice pe bază de combustibil lichid sau gaz, această rată este de ordinul a 8% pe minut. În cazul stațiilor de alimentare cu rezervoare, rata de schimbare continuă a puterii variază de la 1,5 la 2,5% pe secundă, din puterea nominală a instalației. În instalațiile pe bază de cărbune această rată variază între 2 și 4% pe minut și pentru lignit, 1 până la 2% pe minut.

Rata maximă de modificare a producției centralelor nucleare este de aproximativ
1 până la 5% pe minut. Aceste cifre ale eșantionului pentru rata obișnuită de schimbare în acțiunea reglajului secundar vor fi utilizate ca ajutor pentru definirea unui timp de corecție compensat optim.

3.2.6. Programele de schimb de energie electrică

Suma algebrică a programelor de schimb organizate a transferurilor transfrontaliere și schimburi de energie electrică între zonele de reglaj / blocuri de reglaj și zonele de reglaj adiacente constituie punctul de referință pentru schimbul de putere pentru reglajul secundar în zona de reglaj. Pentru a preveni fluctuațiile excesive ale interconexiunilor la schimbările de program, este necesar ca acest salt să fie transformat într-o rampă cu o durată totală de
10 minute, începând cu 5 minute înainte de schimbarea convenită a programului de schimb și terminând cu 5 minute mai târziu, (figura 3.14, indiferent de intervalul de timp (o oră,
30 de minute sau 15 minute) sau mărimea pasului programului.

Fig. 3.14. – Programarea schimburilor transfrontaliere de energie

Pentru a preveni deviațiile de frecvență neintenționate și acțiunile majore de control în condiții neperturbate, Operatorii Sistemelor de Transport (TSO) sunt obligați să mențină respectarea cu atenție a timpului pentru modificările programului de schimb de energie, în special în cazul în care sunt implicate modificări ale programelor de schimb de câteva sute MW.

În special, trebuie acordată atenție asigurării faptului că, capacitatea de generare a energiei electrice este conectată sau deconectată în mod eșalonat, în special în ceea ce privește schimbările tarifare de la ora 6:00 și de la ora 22:00.

O schimbare substanțială în modificarea programărilor planificate a funcționării centralei electrice nu trebuie să aibă un impact negativ asupra funcționării sistemului de tipul celui care ar putea fi asociat de exemplu cu o perturbare.

3.2.7. Calitatea reglajului în timpul funcționării normale

Pentru a permite monitorizarea continuă a calității controlului secundar, deviația frecvenței este evaluată statistic în fiecare lună prin determinarea deviației standard σ:

(3.24)

Unde n este numărul de valori medii într-un interval de peste 15 minute, precum și numărul și durata corecțiilor de frecvență. Deviațiile de frecvență trebuie, de asemenea, monitorizate în funcție de valoarea setată a frecvenței, iar proporția de timp în care depășește 50 mHz trebuie, de asemenea, măsurată.

3.2.8. Calitatea reglajului în timpul abaterilor mari

Calitatea reglajului secundar trebuie monitorizată prin măsurarea și analizarea reglajului în zonele individuale de reglaj, după pierdea unor capacități mari de generare sau a sarcinii care depășește valoarea de incident (incident de observare) a zonei sincrone din care face parte zona individuală. Datele necesare vor fi furnizate de către Operatorii de Transport si de Sistem, respectiv zona interconectată în cauză. Măsurarea comportamentului frecvenței sistemului și a comportamentului de schimb de putere în timpul incidentului permite o analiză statistică a performanței reglajului primar și secundar din respectiva zona sincronă.

Reacția sau răspunsul zonei sincrone la o perturbare majoră Pa (oprirea generatorului sau pierderea de sarcină) într-o zonă de reglaj / bloc și revenirea frecvenței f a sistemului la valoarea sa inițială (caracterizează calitatea reglajului secundar) sunt monitorizate prin utilizarea funcției numite " Metoda trompetei ", descrisă mai jos.

Pentru a evalua calitatea reglajului secundar în zonele de reglaj, curbele în formă de trâmbiță de tipul: (3.25)

au fost definite pe baza valorilor obținute din experiența și monitorizarea frecvenței sistemului pe o perioadă lungă de timp (ani).

Atunci când frecvența sistemului este menținută în interiorul formei de trâmbiță în timpul procesului de reglaj secundar, finalizarea procesului de reglaj este considerată satisfăcătoare, în ceea ce privește controlul tehnic. Curba trâmbiței pentru un incident dat va fi reprezentată folosind următoarele valori ( figura 3.15):

frecvența punctului de setare f0 (figura 3.15, f0 = 50.01 Hz);

frecvența reală f1 înainte de incident este diferită de f0, (figura 3.15, f1);

deviația maximă a frecvenței ∆f2 după incident, în raport cu valoarea setată f0;

pierderea capacității de producție ∆Pa responsabilă de incident.

Fig. 3.15 – Seria curbelor de răspuns al frecvenței sistemului după o pierdere de putere ∆Pa

Se aplică următoarea relație între parametrii menționați mai sus (figura 3.15):

(3.26)

Următoarea relație se va aplica curbei trompeta (anvelopa plicului) H (t):

(3.27)

Valoarea A se stabilește pe baza monitorizării frecvenței pe o perioadă lungă de ani de zile și este egală cu: (3.28)

Frecvența sistemului trebuie restabilită la o marjă de d = ± 20 mHz din frecvența punctului de setare timp de 900 secunde (15 minute) după începerea unui incident.

Prin urmare, constanta de timp T a curbei trompeta este determinată de următoarea formulă:

pentru și (3.29)

Seria curbelor descrisă mai jos, și prezentată în figura 3.15, indică răspunsul frecvenței sistemului după o anumită pierdere de putere ∆Pa.

Următoarea relație se va aplica după pierderea lui ∆Pa:

sau (3.30)

Pentru fiecare pierdere de putere, această relație dă deviația de frecvență corespunzătoare ∆f1.

Monitorizarea frecvenței pe parcursul mai multor ani a demonstrat că deviația frecvenței ∆f0 este adesea mai mare (până la ± 30 mHz) înaintea unui incident decât după procesul de reglaj secundar (până la ± 20 mHz). Acest lucru se datorează insensibilității reglajului primar și reglajului secundar și inexactitatea măsurătorilor.

În seria de curbe, acest lucru este luat în considerare de o creștere generală de 30 mHz

în factorul A*:

(3.31)

Toate celelalte valori inițiale vor rămâne aceleași. Aceasta oferă pentru seria de curbe H * (t) cu ΔPa ca parametru următoarele:

(3.32)

(3.33)

Frecvența sistemul în sine depinde de o mulțime de alte circumstanțe, efecte fizice și mecanisme de control subiacente care nu pot fi distinse în mod clar în toate cazurile.
Prin urmare, analiza se face de obicei de la caz la caz.

3.3. REGLAJUL TERȚIAR

Reglajul terțiar este orice modificare automată sau manuală a punctelor de lucru ale generatoarelor electrice sau sarcinilor participante, pentru a:

garanta furnizarea unei rezerve de reglaj secundar la momentul potrivit;

Distribuie puterea de reglaj secundar către diferite generatoare în cel mai bun mod posibil, din punct de vedere economic.

Modificările pot fi obținute prin:

conectarea și declanșarea generatoarelor electrice (turbine cu gaz, hidrocentrale și centrale de acumulare prin pompare, creșterea sau reducerea producției generatoarelor în exploatare);

redistribuirea puterii furnizate de la generatoarele care participă la reglajul secundar;

modificarea programului de schimb de energie între zonele / centralele interconectate;

controlul sarcinii (de exemplu, telecontrolul centralizat, limitarea sarcinii unui consumator sau controlul automat al deconectărilor de sarcină în vederea păstrării frecvenței sistemului).

În mod obișnuit, funcționarea reglajului terțiar, succesiv sau ca supliment la reglajul secundar, este legată de intervalul de timp al planificării producției energiei electrice, dar are în principiu același impact asupra funcționării interconectate ca reglajul secundar.

3.3.1. Rezerva de reglaj terțiar

Puterea care poate fi conectată automat sau manual sub reglajul terțiar, pentru a furniza / restabili o rezervă secundară de reglaj, este cunoscută sub denumirea de rezervă terțiară de reglaj sau rezervă de 15 minute (din cauza timpului tipic programat de 15 minute).

Fig. 3.16. – Principiul reglajului terțiar de putere

Această rezervă de reglaj terțiar trebuie folosită în așa fel încât să contribuie la restabilirea rezervei de reglaj secundar, atunci când este necesar. Fiecare zonă de reglaj trebuie să aibă acces la o suficientă rezervă terțiară pentru a urmări evoluția reglajului secundar

Caracteristicile rezervei de reglaj terțiar sunt:

este activată manual de Operatorul de Transport și de Sistem

utilizarea este în responsabilitatea Operatorul de Transport și de Sistem

utilizarea ei eliberează rezerva de reglaj secundar

Fig. 3.17. – Formarea rezervei de reglaj terțiar

Restaurarea unei game adecvate de reglaj secundar poate dura, de exemplu, până la 15 minute, în timp ce reglajul terțiar pentru optimizarea rețelei și a sistemului de generare nu va fi neapărat complet după acest timp. Momentul diferitelor intervale de acțiune ale reglajelor primare, secundare și terțiare este prezentat în figura următoare.

Fig. 3.18. – Intervale de acțiune ale reglajelor primare, secundare și terțiare

Activarea rezervei terțiare se face imediat de fiecare Operator de Transport și de Sistem, în cazul unei abateri de reglaj terțiar, pentru eliberarea, din nou a rezervelor de reglaj secundar. Contribuția permanentă a reglajului secundar la refacerea rezervelor de reglaj este considerată abatere de reglaj terțiar.

Rezervele terțiare sunt activate de orice actualizare a programului total de schimburi a zonei reglate sau de modificarea programelor de producție în zona de reglaj.

3.3.2. Constrângeri de capacitate

Următoarele capacități neutilizabile trebuie luate în considerare la calcularea capacității necesare pentru a satisface cerințele de putere:

unități supuse unei opriri pe termen lung;

unitățile oprite pentru reparații și întreținere;

limitele capacității asociate cu restricțiile în ceea ce privește aprovizionarea cu combustibil (de exemplu, restricțiile privind aprovizionarea cu gaz în timpul lunilor de vârf de iarnă);

limitele capacității asociate restricțiilor de mediu (de exemplu, temperatura apei uzate în timpul verii, poluarea etc.);

limitele capacității instalațiilor hidroelectrice asociate constrângerilor hidraulice și de mediu (de exemplu, restricții de volum a apei utilizate etc.);

rezerva de control primar;

rezerve pentru acoperirea variațiilor de producție și consum (rezerve secundare și terțiare).

În plus față de acești factori, care sunt direct asociați cu producția, trebuie să se țină seama de condițiile de sistem, având în vedere că, constrângerile de rețea pot reduce posibilitățile de transmitere a energiei produse.

3.4. SETAREA (REGLAJUL) TIMPULUI

Dacă frecvența medie a sistemului sincron este deviată de frecvența nominală de
50,00 Hz, rezultă o discrepanță între timpul sincron și timpul coordonat universal (UTC). Acest decalaj de timp servește ca indicator de performanță pentru reglajul primar, secundar și terțiar (echilibru de putere) și nu trebuie să depășească 30 de secunde.

Caracteristicile corecției timpului sincron sunt:

Abaterea de timp tolerată: 20 sec

Domeniul reglat al abaterii de timp: 30 sec, prin corecții asupra frecvenței de referință a reglajului secundar

Banda excepțională a abaterii: 60 sec, în caz de funcționare neperturbată a rețelei interconectate

Monitorizarea timpului: se monitorizează într-un punct central , continuu , abaterea între timpul sincron (care derivă din integrarea frecvenței sistemului în zona respectivă de operare sincronă) și timpul coordonat universal l (UTC, timpul astronomic)

Abaterea timpului sincron este calculată pentru ora 8 a.m. în fiecare zi. În funcție de această abatere se realizează compensarea corecției timpului sincron în următorul mod:

Dacă abaterea timpului este în intervalul 20 sec, compensarea pentru corecția timpului este setată la zero.

Dacă abaterea este în afara intervalului 20 sec și timpul sincron este în urma timpului astronomic, corecția este setată la +10mHz.

Dacă abaterea este în afara intervalului 20 sec și timpul sincron este înaintea timpului astronomic, corecția este setată la -10mHz.

Centrul de control Laufenburg din Elveția este responsabil pentru calcularea timpului sincron și pentru organizarea corecției sale. Corectarea implică setarea frecvenței punctului de setare pentru reglajul secundar în fiecare zonă de reglaj / bloc de reglaj la 49.99 Hz sau 50.01 Hz, în funcție de direcția de corecție, pentru perioade complete de o zi (de la 0 la 24 de ore).

Fig. 3.19. – Principiul reglajului timpului sincron (sincronizarea) timpului

Calitatea frecvenței sistemului va fi considerată satisfăcătoare pe o perioadă de o lună:

unde abaterea standard pentru 90% și 99% din intervalele de măsurare este mai mică de 40 mHz și respectiv 60 mHz pentru întreaga lună luată în considerare;

în cazul în care numărul de zile de funcționare la o frecvență setată de 49,99 Hz sau 50,01 Hz nu depășește opt zile pe lună (se confirmă prin experiență).

Fig. 3.20. – Graficul corecțiilor frecvenței și timpului sincron

Graficele corecțiilor timpului sincron sunt prezentate în figura 3.20.

3.5. MĂSURI PENTRU SITUAȚII DE URGENȚĂ

Măsurile directe pentru situațiile de urgență se bazează, într-o anumită măsură, pe filosofia că, în cazul unei perturbări majore (pe termen scurt și acolo unde este posibil), restricțiile selective în aprovizionarea cu energie sunt mai acceptabile decât consecințele unei defalcări extinse a rețelei în cazul unei întreruperi a energiei electrice de câteva ore.

Frecvența sistemul ca parametru global este principalul criteriu care semnalează situațiile de urgență în sistem. Datorită valorii egale în sistemul interconectat, toți partenerii participă automat la rezolvarea problemelor prin acțiunea automată a controlerelor reglajului primar.

Indicatorii locali, care informează despre posibile situații de urgență, sunt "supraîncărcarea liniilor interconectate a două sau mai multe domenii de reglaj sau zone ale unui sistem electric " care pot determina acțiunea dispozitivelor de protecție automată și izolarea unei părți a sistemului. Semnalele locale importante ale situației de urgență sunt, de asemenea, "scăderea tensiunii de transmisie" care poate provoca colapsul de tensiune datorită valorii anormale de putere reactivă în sistemul de transmisie.

Acțiunea controlerului reglajului secundar însoțită de măsurile pentru situații de urgență (de exemplu în domeniul apărării sistemului în timpul unei căderi mari de frecvență) trebuie să fie evitate într-un mod coordonat.

3.5.1. Recomandări pentru deconectarea sarcinii

Pentru deconectarea sarcinii de la sistemul electric sincron, de obicei efectuată automat, pentru a controla frecvența sistemului în situații de urgență, pragurile de frecvență trebuie să fie bine definite. UCTE recomandă ca membrii săi să inițieze prima etapă de descărcare automată a sarcinii ca răspuns la scăderea frecvenței, la un prag de frecvență nu mai mic de 49 Hz.

Pierderea bruscă a capacității de generare până la 3000 MW în prima zonă sincronă respectiv de 250 MW pentru a doua zonă, în condiții normale de funcționare fără alte întreruperi trebuie să fie corectată numai prin acțiunea reglajului primar, fără declanșarea acțiunii sensibile la frecvență, de descărcare automată a sarcinii. În cazul unei căderi de frecvență sub valoarea de 49 Hz, descărcarea automată de sarcină începe cu un minim de 10 până la 20% din sarcină. Fiecare operator de sistem determină planurile de descărcare a sarcinii pe cont propriu.

În cazul unor frecvențe sistemice mai mici, rețeaua interconectată sincronă poate fi împărțită în rețele parțiale. În acest caz, vor apărea condiții mult mai dificile în acele rețele parțiale afectate de un deficit de capacitate de generare. Din acest motiv, funcționarea elastică a releelor ​​pentru descărcarea automată a sarcinii ca răspuns la un criteriu de frecvență, va permite ca încărcarea sistemului să fie redusă într-o măsură suficientă ca să facă posibilă restabilirea condițiilor echilibrate în aceste rețele parțiale, înaintea pragului de insularizare pe consumatori auxiliari interni sau declanșarea generatoarelor.

Descărcarea automată de sarcină trebuie efectuată cu cel puțin 4 ÷ 6 trepte de descărcare la frecvențe de declanșare cuprinse între 48,9 Hz și 48,0 Hz cu o valoare a sarcinii descărcate de aproximativ 10 până la 15% din sarcină pe treaptă. De asemenea partenerii interconectați acceptă descărcarea automată de sarcină, în cazul în care defecțiunea survine în afara zonei de control a operatorului de transport si de sistem respectiv. Frecvențele de declanșare ar trebui modificate de către operatorul de transport competent, o ușoară disipare frecvențelor la care activează declanșatoarele va determina o creștere treptată a sarcinii. În fiecare etapă trebuie să se stabilească valoarea suprasarcinii descărcate automat pentru restabilirea frecvenței sistemului pentru a minimiza riscul de separare necontrolată, pierderea generării sau oprirea sistemului.

La nivelul zonelor sincrone cerințele minime impuse pentru schema de descărcarea automată a sarcinii la scăderea frecvenței sunt:

să nu introducă temporizări intenționate suplimentar față de temporizarea releelor și întreruptoarelor;

să minimizeze deconectarea modulelor din centralele electrice;

să evite circulații de putere sau variații de tensiuni în afara limitelor admise.

Pentru instalațiile de distribuție și utilizatorilor racordați direct la o rețea electrică de transport cerințele impuse în privința schemelor de descărcarea automată a sarcinii la scăderea frecvenței sunt:

gama de frecvențe să fie reglabilă în trepte de 0.05 Hz cel puțin între 47-50 Hz;

timp de acționare mai mic de 150 ms;

blocaj la minimă tensiune să fie reglabil în gama de la 30 la 90% Un;

pornirea schemei bazată pe o combinație de frecvență minimă, și / sau
funcție de ;

Din luna decembrie 2016 au fost puse în discuție următoarele cerințele impuse schemelor de descărcare automată a sarcinii la scăderea frecvenței:

cel puțin 5% din consumul total trebuie deconectat la 49.0 Hz;

existența a minim 6 trepte de frecvență între 49.0 și 48.0 Hz și trebuie deconectat un consum de 45 % ± 7 % din consumul total;

fiecare treaptă să deconecteze maxim 10% din consumul total;

timp de acționare mai mic de 150 ms, inclusiv timpul întreruptorului;

blocaj la minimă tensiune, reglabil în gama de la 30 la 90% Un;

în gama 49.8-49.0 Hz se permite acționarea protecției pe derivata de
frecvență, df/dt;

Pentru sistemul energetic românesc limite de descărcare a sarcinii sunt cuprinse în tabelul 3.2.

Tabelul 3.2. Limitele de deconectare a sarcinii la scăderea frecventei în
Sistemul Energetic National din România.

3.5.2. Recomandări pentru centralele electrice

Următoarele măsuri posibile pentru situațiile de urgență se referă la centralele electrice:

la 49.8 Hz, centralele electrice de pornire rapidă trebuie conectate la rețea;

în condiții de urgență și, dacă este cazul, modul de funcționare a unităților (termice) generatoare ar trebui / poate fi schimbat de la reglajul presiunii de alimentare a turbinei la reglajul vitezei. O rată foarte rapidă de schimbare a vitezei turbinei, poate fi posibilă în întreaga gamă de operare, fiind totuși foarte neeconomică.

Centralele electrice se deconectează automat la 47,5 Hz, fără întârziere și protejează alimentarea serviciilor proprii (insularizare), funcționarea centralelor electrice sub această frecvență (47,5 Hz) este pusă în pericol (pierderea capacității serviciilor auxiliare, vibrațiile periculoase, deteriorarea lamelor turbinei și a fundațiilor).

Limita critică negativă a frecvenței sistemului este de 47,5 Hz și limita pozitivă de 52,5 Hz, de asemenea, este cunoscută a fi critică pentru seturile de generatoare, deoarece aceasta pot declanșa procedura de deconectare automată a generatoarelor din motive de siguranță.

3.5.3. Recomandări pentru centralele electrice privind controlul U / Q

Măsurile pentru situațiile de urgență privind controlul U / Q pot fi suportate de:

transformatoare cu dispozitiv de schimbare a ploturilor în sarcină;

compensare statică;

Măsurile trebuie luate pentru a menține puterea reactivă în apropierea punctului de consum pentru a asigura transferul minim al puterii reactive prin rețea.

CAPITOLUL IV. VERIFICAREA FUNCȚIONĂRII
GRUPURILOR HIDROELECTRICE
ȘI TERMOELECTRICE ÎN REGLAJ PRIMAR

Stabilirea mărimilor caracteristice funcționării grupurilor termoelectrice și hidroelectrice în reglaj primar, precum și cerințele și conținutul documentației tehnice elaborate în urma probelor și metodologia de determinare a acestora, sunt stabilite în Procedura operațională Cod TEL – 07.V OS – DN280 elaborată de Compania de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. astfel încât performanțele și comportamentul grupurilor termoelectrice si hidroelectrice în reglaj primar să poată fi complet determinate din punctul de vedere al Operatorului de Transport și de Sistem (OTS) și al prevederilor Codului tehnic al Rețelei Electrice de Transport (Codul RET).

Procedura operațională Cod TEL – 07.V OS – DN280 stabilește și clarifică următoarele aspecte:

situațiile în care se aplică această procedură;

Mărimile verificate prin probe pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice și hidroelectrice, care vor caracteriza funcționarea grupurilor termoelectrice si hidroelectrice în reglaj primar din punct de vedere al OTS;

Precizia de măsurare a mărimilor înregistrate la probe;

Tipurile și metodologia de realizare a probelor;

Conținutul documentației tehnice întocmite în urma probelor.

Această Procedura se aplică pentru verificarea individuală a fiecărui grup termoelectric sau hidroelectric cu puteri mai mari de 10 MW și pentru toate grupurile termoelectrice cu puteri mai mari de 20 MW, echipate cu regulatoare de viteza electrohidraulice și numerice în următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem (condiție generală de calificare);

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulator automat de viteză (RAV), bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Periodic, la cererea Operatorului de Transport și de Sistem (OTS), pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj de frecvență, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154;

La cererea Operatorului de Transport și de Sistem (OTS) în conformitate cu prevederile capitolului 6.4 articolele 202 – 208 din Codul tehnic Rețelei Electrice de Transport (Codul RET) – corespunzător reviziei în vigoare a Codului Tehnic Rețelei Transport). În cazurile prevăzute prin Codul RET, Operatorul de Transport poate cere să se verifice prin probe oricare dintre parametrii prezentați în această procedură (exemplu: verificarea statismului permanent în urma dispoziției DEN);

La ridicarea funcției de transfer a regulatoarelor de viteză.

4.1. RESPONSABILITĂȚI

Responsabilitățile pentru aplicarea Procedurii operaționale Cod TEL – 07.V OS – DN280 elaborată de Compania Transelectrica S.A. revin:

Operatorului de Transport și de Sistem

Producătorului în gestiunea căruia se află grupurile

Executantului probelor

4.1.1. Operatorul de Transport și de Sistem

Operatorul de Transport și de Sistem are următoarele atribuții:

Participă la probele de calificare a grupurilor energetice pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem în cadrul cărora se aplică prezenta procedură;

Inițiază verificarea funcționării grupurilor energetice în reglaj primar în situațiile prevăzute în Codul Rețelei Electrice de Transport – Capitol 6: “Testare, control și monitorizare”, pentru verificarea unor performanțe ale grupurilor calificate definitiv care se încalcă în mod repetat una din performanțe. În această situație se aplică prevederile din capitolul 6.4 articolele 202÷208 din Codul Rețelei Electrice de Transport;

Indică valorile statismelor care se vor verifica;

Aprobă programul de probe transmis de solicitant;

Are dreptul de a solicita responsabilului de probe reluarea uneia sau mai multor probe;

În cazul abaterilor de la procedurile de testare, rezultate ca urmare a unor cauze obiective, prezentate de responsabilul de probe înainte de efectuarea acestora, responsabilitatea pentru interpretarea aplicării procedurii îi revine Unității Operative a Dispecerului Energetic National;

4.1.2. Producătorului în gestiunea căruia se află grupurile

Producătorului în gestiunea căruia se află grupurile energetice inițiază procedurile de efectuare a probelor pentru următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj care pot afecta performanțele grupului (regulator automat de viteză, bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

La ridicarea funcției de transfer a regulatoarelor de viteză.

Responsabilitățile care revin producătorului în gestiunea căruia se află grupurile energetice sunt:

Întocmește și transmite programul de probe împreună cu solicitarea de participare la efectuarea lor către Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național cu cel puțin 5 zile lucrătoare înaintea începerii probelor;

Asigură condițiile tehnice pentru efectuarea probelor conform condițiilor general acceptate de normativele în vigoare descrise în secțiunile următoare;

Asigurarea pe tot parcursul probelor a siguranței în funcționare a grupului asupra căruia se efectuează probele, fiind răspunzător în întregime de integritatea instalațiilor pe parcursul probelor;

Desemnează de comun acord cu Executantul probelor un responsabil al probelor;

După efectuarea probelor, transmite la Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național (UNO-DEN) documentația finală completă, în conformitate cu procedurile în vigoare;

După primirea confirmării probelor, notifică în consecință părțile interesate.

4.1.3. Executantului probelor

Executantul probelor are următoarele atribuții:

Elaborează procedurile de detaliu pentru efectuarea probelor;

Prezintă, documentele de etalonare – verificare pentru fiecare canal al sistemelor de achiziție de date care urmează a fi utilizat în cursul înregistrărilor;

Pune la dispoziția beneficiarului pentru montaj traductorii pentru mărimile preluate din instalație (dacă este cazul) și buletinele de verificare ale acestora;

Întocmește împreună cu producătorul programul de probe;

Respectă procedurile în vigoare la efectuarea probelor și a înregistrărilor;

Realizează înregistrările cerute prin procedurile cerute și întocmește raportul final;

Personalul centralei și executantul probelor desemnează de comun acord un responsabil al încercărilor, care trebuie să țină seama de condițiile de execuție, să conducă și să supravegheze probele, și să-și exercite autoritatea asupra tuturor observatorilor. Persoana desemnată este responsabilă de toate măsurile luate, calculul rezultatelor probelor și de pregătirea raportului final conform CEI 60308.

4.2. MODUL DE LUCRU

Verificările efectuate conform acestei proceduri vor viza numai regimurile de lucru care permit funcționarea grupului în reglaj primar, reglaj de deschidere și putere, în care s-a introdus influența variațiilor de frecvență.

Pentru grupurile termoenergetice singurul regim acceptat pentru funcționarea în reglaj primar este în reglaj de putere, prin urmare probele se vor efectua numai în acest regim și se referă numai la grupuri echipate cu regulatoare de viteză electrohidraulice și numerice.

Pentru grupurile echipate cu regulatoare mecanohidraulice prezenta procedura se aplică numai în cazul în care acestea sunt echipate cu buclă de putere suprapusă și realizată în alt echipament.

Probele se vor efectua cu grupul în paralel, prin simularea frecvenței Sistemului Energetic în softul regulatorului automat de viteză numeric, sau prin utilizarea unui generator de frecvență extern în cazul regulatoare de viteză electrohidraulice, la valoarea de 50 Hz.

Treptele de frecvență se realiză prin modificarea consemnului de frecvență, sau prin menținerea constantă a consemnului de frecvență și modificarea valorii frecvenței simulate a sistemului.

4.3. CONDIȚIILE GENERALE DE REALIZARE A PROBELOR PENTRU TURBINE HIDROENBERGETICE

La efectuarea probelor pentru turbinele hidroenergetice se urmăresc următoarele elemente:

Respectarea condițiilor cuprinse în manualele producătorilor turbinei și ale regulatorului de viteză;

Asigurarea condițiilor corecte de funcționare în timpul probelor a regulatorului automat de viteza, limitatorii mecanici/electrici de deschidere (dacă există) să fie plasați în afara zonei de funcționare pentru perioada de probe;

Pentru regulatoarele numerice și electrohidraulice probele se vor realiza cu grupul în paralel prin simularea frecvenței sistemului.

4.4. CONDIȚIILE GENERALE DE REALIZARE A PROBELOR PENTRU TURBINELE CU ABUR

La efectuarea probelor pentru turbinele cu abur trebuie urmărite următoarele elemente:

Respectarea condițiilor de funcționare impuse de producătorii echipamentelor.

Pe tot parcursul probelor temperatura și presiunea aburului viu se vor menține în limitele indicate de producătorii echipamentelor primare.

Bucla de reglare sarcină bloc și principalele bucle de reglare ale cazanului (apă alimentare, combustibil) trebuie să funcționeze pe automat, iar grupul să funcționeze în regim turbină conducătoare.

Pentru regulatoarele numerice și electrohidraulice (REH), probele se vor realiza cu grupul în paralel și cu simularea frecvenței sistemului.

4.5. PARAMETRII CARACTERISTICI NECESARI, DETERMINAȚI PRIN PROBE

4.5.1. Plaja de putere în care este activ reglajul primar

Proba are ca scop determinarea puterilor minime și maxime la care grupul poate mobiliza și menține o variație de putere corespunzătoare cu a rezervei de reglaj primar stabilite ca urmare a unei variații de frecvență cu respectarea statismului setat.

Aceste puteri sunt numite puterea minimă / maximă de funcționare în reglaj primar (Pmin / Pmax) a grupului respectiv.

Proba pentru determinarea plajei de putere în care este activ reglajul primar se efectuează în următoarele situați:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulatorul automat de viteză, bucle de reglare cazan sau reglare sarcină bloc);

La cererea Operatorului Tehnologic de Sistem în conformitate cu prevederile capitolului 6.4, articolele 202 – 208 din Codul Tehnic Rețelei Electrice de Transport corespunzător reviziei în vigoare. În cazurile prevăzute prin Codul Tehnic, Operatorul Tehnologic de Sistem poate cere să se verifice prin probe oricare dintre parametrii prezentați în prezenta procedură (de exemplu verificarea statismului permanent al grupului în urma dispoziției dispoziției Dispecerului Energetic Național).

4.5.2. Condiții de efectuare a probei

Producătorul în gestiunea căruia se află grupul energetic, pe baza performanțelor și a limitărilor în funcționare ca de exemplu cavitația, căderea de apă ΔH din momentul probelor pentru grupuri hidroenergetice, respectiv limitele tehnologice de funcționare pe automat a principalelor bucle ale grupului, stabilește puterea minimă / maximă tehnologică la care se efectuează probele. La puterea minimă tehnologică se adaugă rezerva de putere necesară acțiunii reglajului primar pentru o abatere de frecventa de +200mHz și statismul setat, obținând puterea minimă în reglaj primar. Din puterea maximă tehnologică disponibilă se scade rezerva de reglaj primar corespunzătoare la o variație de – 200mHz pentru a obține puterea maximă de reglaj primar.

Proba se efectuează cu grupul în paralel prin simularea unei trepte de frecvență de +200mHz față de 50 Hz (50,2 Hz) pentru determinarea puterii minime de reglaj primar ( Pmin) și a unei trepte de frecvență de -200mHz (49,8 Hz) pentru determinarea puterii maxime de reglaj primar Pmax.

Condiții de efectuare a probei sunt următoarele:

grupul funcționează în paralel la puterea minimă respectiv la puterea maximă de funcționare în reglaj primar;

simularea corespunzătoare a treptei de frecvență și menținerea treptei de frecvență timp de 15 minute.;

efectuarea probelor pentru valoarea de statism dispusă de reprezentantul Operatorului Tehnologic de Sistem;

pentru grupurile hidroenergetice probele se vor efectua în reglaj de deschidere și în reglaj de putere.

4.5.3. Metoda de efectuare a probelor

Pentru determinarea puterii minime de funcționare în reglaj primar se procedează în felul următor:

se aduce grupul în condiții de funcționare stabilă la puterea minimă de funcționare în reglaj primar stabilită conform condițiilor de efectuare a probei;

se setează statismul grupului la valoarea indicată de Operatorul Tehnologic de Sistem;

se alege regimul de funcționare în care se efectuează proba;

se înregistrează mărimile indicate în anexele 1 și 2 a Procedurii TEL-07.V OS -DN280;

pentru palierul de putere Pmin.stab se aplică o treaptă de frecventă de +200mHz
() în sens crescător urmată de revenire. ( 50,00 Hz → 50,20 Hz → 50,00 Hz) ;

se menține această treaptă de frecvență timp de 15 minute pentru grupurile termoenergetice și minim 5 min. pentru cele hidroenergetice;

după expirarea timpului mai sus menționat, treapta se anulează și se menține frecvența simulată timp de 15 minute pentru grupurile termoenergetice și minim 5 minute pentru cele hidroenergetice;

pentru grupurile hidroenergetice proba se efectuează pentru ambele regimuri de reglaj de deschidere și reglaj de putere.

Pentru determinarea puterii maxime de funcționare în reglaj primar se procedează astfel:

se aduce grupul în condiții de funcționare stabilă la puterea maximă de funcționare în reglaj primar;

se setează statismul grupului la valoarea indicată de Operatorul Tehnologic de Sistem;

se alege regimul de funcționare în care se efectuează proba ;

se înregistrează mărimile indicate în anexa 1 și 2 a Procedurii TEL-07.V OS -DN280;

pentru palierul se va aplica o treaptă de -200 mHz, în sens descrescător urmată de revenire ( 50,00 Hz → 49,80 Hz →50,00 Hz);

se menține treapta de frecvență timp de 15 minute pentru grupurile termoenergetice și minim 5 minute pentru grupurile hidroenergetice;

după expirarea timpului mai sus menționat, treapta de frecvență se anulează și se menține frecvența simulată timp de 15 minute pentru grupurile termoenergetice și minim 5 minute pentru cele hidroenergetice;

pentru grupurile hidroenergetice proba se efectuează în ambele regimuri, reglaj de deschidere și reglaj de putere.

4.5.4. Metoda de calcul

Sunt declarate puteri minime respectiv maxime de funcționare în reglaj primar, palierele de putere la care s-au efectuat probele de mai sus menționate în situația în care acțiunea regulatorului nu a fost limitată ca urmare a variației de frecvență. În cazul funcționării în reglaj de putere, diferența dintre puterea stabilizată după aplicarea treptei de frecvență și puterea inițială stabilizată trebuie să fie egală cu puterea necesară a fi mobilizată la o variație de 200 mHz și statismul setat.

(4.1)

unde: (4.2)

– puterea inițială egală cu media puterii înainte de aplicarea treptei de frecvență pentru un interval de timp ;

– puterea stabilizată după aplicarea treptei de frecvență egală cu media valorilor măsurate de putere după de la aplicarea treptei de frecvență pentru un interval de timp la grupurile termoenergetice, respectiv la grupurile hidroenergetice;

s – reprezintă statismul în putere setat;

– timpul de mobilizare a rezervei de reglaj primar egal cu timpul după care

puterea mobilizata rămâne in plaja 0,95 ÷ 1,05 din puterea calculată a fi mobilizată;

– puterea mobilizată în reglaj primar.

Figura 4.1 – Plaja de putere în care este activ reglajul primar

Rezultatul determinărilor se prezintă sub forma graficului din figura zx.

4.5.5. Recomandări și înregistrări

Pentru grupurile termoenergetice se recomandă cu precădere funcționarea în reglaj de putere. În documentația însoțitoare se vor prezenta înregistrările indicate în anexele 1 și 2 din Procedura TEL- 07.V OS – 280 pe care se vor evidenția:

valoarea puterii inițiale;

valoarea puterii stabilizate după aplicarea treptei de frecvență.

4.6. MOBILIZAREA REZERVEI DE REGLAJ PRIMAR

Proba are ca scop determinarea timpului de mobilizare a rezervei de reglaj primar și a puterii mobilizate în reglaj primar și se efectuează în următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulator automat de viteză, bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Periodic, la cererea Operatorului Tehnologic de Sistem, pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj de frecvență, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154;

La ridicarea funcției de transfer a regulatoarelor de viteză.

4.6.1. Condițiile de efectuare a probelor

Condițiile de efectuare a probelor pentru determinarea rezervei mobilizante de reglaj primar sunt următoarele:

grupul funcționează în paralel la puterea minimă respectiv la puterea maximă de funcționare în reglaj primar;

simularea treptei de frecvență corespunzătoare și menținerea treptei timp de
15 minute.;

efectuarea probelor pentru valoarea de statism dispusă de reprezentantul Operatorul Tehnologic de Sistem;

pentru grupurile hidroenergetice probele se vor efectua în ambele regimuri: reglaj de deschidere și în reglaj de putere.

pentru grupurile termoenergetice proba se efectuează numai în regim de reglaj de putere.

Modul de efectuare a probei este cel prezentat în subcapitolul anterior pentru determinarea puterii minime de funcționare în reglaj primar cu observația că:

se efectuează 2 seturi de probe pentru fiecare variație a frecvenței simulate de ±200 mHz pentru 2 valori de statism;

probele pot fi efectuate la orice palier de putere.

4.6.2. Modul de calcul

Timpul de mobilizare a rezervei de reglaj primar (tmRP) reprezintă timpul scurs din momentul aplicării treptei de frecvență și momentul de timp la care s-a atins valoarea
0,95 ÷ 1,05 din puterea (respectiv deschiderea) necesară a fi mobilizată la o variație de
±200 mHz și a statismului în putere setat. Este necesar ca timpul de mobilizare a rezervei de reglaj primar (tmRP(P)) să fie mai mic de 30 secunde conform articolului 166 din
Codul Rețelei Electrice de Transport (RET) și punctul 8.1.1 din „Procedura de calificare a producătorilor interni ca furnizori de servicii de sistem”). Figura 4.2 reprezintă modalitatea de determinare a acestui timp.

Fig. 4.2 – Timpul de mobilizare a rezervei de reglaj primar

Determinarea puterii mobilizate în reglaj primar, la funcționarea în bucla de putere constă în determinarea puterii mobilizate după 30 secunde de la aplicarea treptei de frecvență și compararea valorii obținute cu rezerva de reglaj primar calculată. Verificarea se efectuează pentru 2 valori de statism, conform figurii 2.

Rezerva de reglaj primar (RRPc) este calculată cu relația:

(4.3)

unde:

s – este statismul în putere setat calculat cu relația:

(4.4)

Pn – puterea nominală a grupului în [MW].

Pentru funcționarea reglajului primar în bucla de deschidere, timpul de mobilizare a rezervei de reglaj primar tmRP corespunde timpului scurs între momentul aplicării treptei de frecvență și momentul de timp la care poziția aparatului director, respectiv a servomotorului principal a atins 0,95 ÷ 1,05 din valoarea de deschidere corespunzătoare abaterii de frecvență de ±200 mHz și statismului în deschidere setat.

În cazul funcționării în buclă de deschidere se determina variația deschiderii ca urmare a acțiunii reglajului primar (figura 2) și se compară cu valoarea obținută prin calcul cu relația:

(4.5)

unde:

s – este statismul în bucla de deschidere;

Yn – valoarea nominală a deschiderii [cm].

În acest caz se determină și se notează, ca mărime rezultantă puterea mobilizată în reglaj primar calculată ca diferența între puterea înaintea aplicării treptei de frecvență și puterea obținută după 30 secunde de la aplicarea treptei e frecvență.

În documentația însoțitoare întocmită în urma probelor se evidențiază:

rezerva de reglaj primar mobilizată de calcul;

rezerva de reglaj primar efectiv mobilizată;

timpul de mobilizare.

Valoarea puterii mobilizate în reglaj primar (ΔPRP) pentru funcționarea în bucla de putere, după stabilizarea procesului, aceasta trebuie să fie egală cu rezerva de reglaj primar calculată .

La funcționarea în bucla de deschidere, puterea mobilizată în reglaj primar este o mărime rezultată în funcție de condițiile de funcționare (nivel, presiune abur viu), prin urmare se verifică doar realizarea deschiderii calculate YRPc.

4.7. TIMPUL DE MENȚINERE A REZERVEI DE REGLAJ PRIMAR MOBILIZATE

Proba se referă la evidențierea capacității grupurilor termoenergetice de a menține timp de 15 minute rezerva de reglaj primar încărcată / descărcată ca urmare a unei variații cvasistaționare de ±200mHz, conform articolului 166 din Codul Rețelei Electrice de Transport și punctului 8.1.1 din Procedura de calificare a producătorilor interni ca furnizori de servicii de sistem.

Timpul de menținere a rezervei de reglaj primar mobilizate se determină pentru următoarele cazuri:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

Periodic, la cererea OTS, pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj de frecvență, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154;

Condițiile de efectuare ale probei sunt similare cele expuse la determinarea plajei de putere în care este activ reglajul primar în care grupul se află în reglaj de putere și regim turbină conducătoare.

4.8. METODA DE EFECTUARE A PROBELOR

Proba de determinarea timpului de menținere a rezervei de reglaj primar mobilizate urmărește determinarea timpului de menținere a puterii mobilizată la variația frecvenței cu 200mHz. Puterea mobilizată trebuie să fie realizată și menținută cu o abatere de ±0,5% din Pn față de puterea mobilizată de calcul cuprinsă în puterea de consemn.

Proba se realizează pentru 2 valori de statism la un palier de putere cuprins între Pmin și Pmax, în funcționare cu frecvență simulată cu trepte de frecvență de 200 mHz și menținerea treptei de frecvență timp de cel puțin 15 min.

Pe durata probelor principalele bucle ale cazanului (apă alimentare, combustibil) vor funcționa pe automat, în regim de turbină conducătoare și nu se va acționa asupra procesului termic.

Se înregistrează puterea activă, treapta de fervență aplicată, poziția servomotorului principal (deplasarea ventilelor de reglaj) și ca elemente de control debitul și presiunea aburului viu care va fi menținută în limitele indicate de furnizorul ansamblului cazan / turbină. După efectuarea probelor, din înregistrările P=f(t) se determină intervalul de timp, în care puterea mobilizată este menținută în plaja ±0,5% Pn cu respectarea limitelor tehnologice de funcționare a ansamblului cazan / turbină.

Pentru centrale termoenergetice menținerea rezervei de reglaj primar timp de 15 min. poate fi realizată numai în situația existenței buclei de putere în regim turbină conducătoare.

4.9. STATISMUL

Proba are ca scop determinarea statismului permanent al grupului dispus pentru probe în două situații:

statismul în reglaj de deschidere;

statismul reglaj de putere.

Statismul permanent s [%], ( sau bp conform CEI 60308) se definește ca o relație între mărimea reglată “x” și poziția relativă a servomotorului sau oricare alt semnal, în regim stabilizat, după cum urmează:

în cazul funcționării regulatorului în reglaj de deschidere se determină ca raport între deschiderea admisiei agentului motor și frecvență (turație) conform formulei:

(4.6)

în cazul funcționării regulatorului în reglaj de putere se determină ca raport între putere și frecvență (turație) conform formulei:

(4.7)

Pentru orice tip de instalație de reglaj, statismele permanente turație / deschidere și turație / putere au ajustări care se exclud reciproc și nu pot fi utilizate împreună, în consecință, numai un tip de reglaj sau altul poate să facă obiectul unei probe.

Proba de determinare sau verificare a statismului permanent se efectuează în următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulator automat de viteză, bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc) care pot afecta performanțele grupului;

Periodic, la cererea Operatorului Tehnologic de Sistem, pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj de frecvență, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154;

Proba se efectuează în următoarele condiții:

la un singur palier de putere între Pmin stabil și Pmax disponibil;

în cazul grupurilor dispecerizabile noi sau retehnologizate, se verifică două valori de statism : o valoare mică (2÷5%) și o valoare dispusă de Operatorul de Transport si de Sistem. Pentru grupurile care au furnizat servicii de sistem aflate după reparații capitale care pot modifica performanțele grupului, proba se efectuează la un singur palier de putere pentru o valoare dispusă de Operatorul de Transport și de Sistem;

verificarea statismului permanent se va face obligatoriu cu grupul în funcțiune (în paralel) și simularea frecvenței rețelei;

banda moartă și insensibilitatea regulatorului automat de viteză (RAV) se setează la 0.

4.9.1. Metoda de efectuare a probelor

În cadrul probelor se verifică 2 valori de statism setate, pentru un palier de putere cuprins între Pmin.stab și Pmax.disp, prin aplicarea unor trepte de frecvență de 50 mHz în felul următor:

Se aplică patru trepte de frecvență în sens crescător, pornind de la valoarea de 50 Hz, urmate de opt trepte în sens descrescător cu revenire la valoarea inițială de 50 Hz, cu patru trepte în sens crescător. Treptele de frecvența trebuie să fie de valoare constantă pe tot parcursul probei.

După fiecare treaptă se așteptă stabilizarea procesului și se înregistrează poziția servomotorului principal (deschiderea ventilelor) și a puterii. Pentru fiecare palier stabilizat se calculează media valorilor înregistrate pentru putere / deschidere și vor fi notate în graficul frecvență simulată – putere / deschidere. Dacă există ambele regimuri de funcționare, reglaj de deschidere și reglaj de putere, graficele vor fi ridicate pentru ambele regimuri de funcționare, pentru fiecare valoare de statism setată și verificată. Din graficul frecvență-putere și frecvență-deschidere se determină statismul în putere / deschidere, iar valoarea obținută experimental se compară cu valoarea setată.

Abaterea statismului permanent bp trebuie să fie mai mică de 5% (valoare recomandată de CEI 61362). De exemplu bs = 4.5%, bp = 4.4% eroarea este:

(4.9)

Unde:

bs – statismul setat

bp – statismul determinat prin probe

10. INSENSIBILITATEA REGULATORULUI DE VITEZĂ LA VARIAȚIILE DE FRECVENȚĂ

Insensibilitatea regulatorului de viteză se determină prin probe în următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice in reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulator automat de viteză, bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Periodic, la cererea Operatorului Tehnologic de Sistem, pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj de frecvență, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154;

Proba se va realiza în două moduri urmând metodologia indicată de UCTE (Union for the Coordination of the Transmission of Electricity (UCTE)) și metodologia prezentată în normele CEI, pentru regimurile de funcționare ale regulatorului pentru care este activă influența frecvenței, în reglaj de deschidere și reglaj de putere.

Pentru ambele cazuri, efectuarea probei este obligatorie, cu funcționarea grupului în paralel cu simularea frecvenței sistemului, având banda moartă a regulatorului de viteză setat la zero (se anulează).

Pentru metoda de verificare indicată de normele CEI 60308 și CEI 61362 insensibilitatea regulatorului se determină în mod similar cu probele efectuate pentru determinarea statismului din prelucrarea datelor obținute în proba de determinare a statismului pentru fiecare regim verificat (deschidere, putere).

Conform metodei indicate de CEI din înregistrările efectuate în cazul determinării statismului se determină valoarea elementului reglat ca medie a valorilor obținute pentru fiecare treaptă de frecvență aplicată.

Se ridică un grafic x-y pentru următoarele regimuri de funcționare:

regimul de funcționare în reglaj de deschidere, pentru care se ridică graficul frecvență-deschidere,

regimul de funcționare în reglaj de putere pentru care se ridică graficul frecvență-putere.

Se obține un grafic de tipul celui prezentat în figura 3 unde:

in – reprezintă banda de insensibilitate în frecvență;

i = in/2 – este insensibilitatea și reprezintă ½ din banda de insensibilitate în frecvență.

Fig. 4.3 – Insensibilitatea regulatorului de viteză determinată

conform CEI 60308 și CEI 61362

Pentru metoda de verificare indicată de UCTE proba se realizează la un palier de putere situat între Pmin și Pmax. pentru un statism setat de 5[%]. Se vor aplica 5 trepte de frecvență de 5mHz sau 3 trepte de frecvență de 10 mHz în sens descrescător (50,000-49,995-49,990-49,985-…etc.) până când se observă modificarea elementului reglat (poziție servomotor – în reglajul de deschidere, respectiv puterea – în reglajul de putere), urmată de revenirea cu aceleași trepte de frecvență până la 50,000 Hz. Datele se vor înregistra cu timp de achiziție ≤0,1 secunde pentru treptele de frecvență și poziția aparatului director sau ventilelor, respectiv pentru putere. Treapta de frecvență se menține un timp suficient, practic până la stabilizarea regulatorului.

Se consideră insensibilitatea regulatorului ca fiind valoarea cumulată a treptei de frecvență față de 50 Hz la care se constată o modificare a mărimii reglate.

Această metodă este recomandată de către UCTE și este o metodă calitativă de verificare a insensibilității regulatorului de viteza la variațiile de frecvență.

Limitele de insensibilitate recomandate pentru reglajul de frecvență conform punctului 8.1.1 din Procedura de calificare a producătorilor interni ca furnizori de servicii de sistem, elaborată de Compania Transelectrica sunt de ±10 mHz .

11. VERIFICAREA FUNCȚIONĂRII DE DURATĂ

Proba se efectuează pe durata a 200 de ore de funcționare continuă, după încheierea probelor de casă, pentru următoarele cazuri:

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice si hidroelectrice în reglaj de frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

După reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (regulator automat de viteză , reglare sarcină bloc, bucle de reglare cazan);

Condițiile de efectuare a probei sunt cele de funcționare cu sarcină normală, cu punctul de funcționare rezultat din piața de energie, fără limitări în funcționarea regulatorului automat de viteză, cu insensibilitatea acestuia setată la maxim 5 mHz, în regim de reglaj de putere, fără simularea frecvenței, iar pentru grupurile termoenergetice cu bucla de reglare a sarcinii bloc în funcționare pe automat și regim turbină conducătoare. Pe parcursul înregistrărilor nu se modifică punctul de funcționare.

Înregistrările mărimilor frecvență și putere se realizează pe o durată mai mare de 30 minute. ÷ 1 oră, cu un timp de achiziție de 0,1 secunde.

Din înregistrările efectuate se selectează cel puțin 2 intervale de timp în care frecvența a variat mai mult de 50 mHz și se determină puterea mobilizată de grup, timpul de mobilizare și timpul de menținere a puterii respective.

13. TIMPUL DE ÎNCHIDERE AL SERVOMOTORULUI

Proba se efectuează pentru ridicarea funcției de transfer a regulatoarelor de viteză pentru turbinele cu abur echipate cu ventile de reglaj cu acționare independentă. Dacă există mai multe servomotoare, proba se efectuează în mod corespunzător pentru fiecare servomotor în parte.

Timpul de deschidere se determină din poziția închis a servomotorului, prin aplicarea unui semnal electric cu valoare maximă la intrarea convertorului electrohidraulic sau la intrarea electrodistribuitorului, iar din poziția deschis a servomotorului se anulează semnalul electric și se măsoară timpul de închidere.

13. RAPOARTE ȘI ÎNREGISTRĂRI

La efectuarea probelor se vor completa următoarele documente:

Programul de efectuare al probelor

Documentația întocmită de executantul probelor

Cerințe asupra preciziei de măsură și înregistrare a parametrilor:

Programul de probe este întocmit de producătorul în gestiunea căruia se afla grupul de comun acord cu executantul desemnat pentru efectuarea probelor și să conțină detalii privitoare la următoarele aspecte:

durata estimată și calendarul de desfășurare a probelor;

lista probelor care vor fi executate;

condițiile de funcționare și palierele de putere la care va funcționa grupul pe perioada probelor;

lista mărimilor măsurate și înregistrate.

Documentația întocmită de executant după efectuarea probelor trebuie să conțină cel puțin următoarele documente:

schema de măsură și de culegere a semnalelor;

tipul traductorilor de măsură utilizați, precizia și liniaritatea lor;

precizia și tipul separatoarelor galvanice utilizate și verificarea metrologică, în cazul în care au fost utilizate;

tipul plăcii de achiziție a datelor și programul de achiziție a datelor;

copie a buletinelor de verificare metrologică a instrumentației de măsură utilizate;

fișierele cu datele înregistrate;

înregistrările realizate pe parcursul probelor menționate în procedurile și cerințele de verificare.

Documentația întocmită, după ce a fost însușită de producătorul în gestiunea căruia se afla grupul, va fi înaintată la Operatorul de Transport și de Sistem, împreună cu funcția de transfer a blocurilor funcționale și parametrii de acord ai regulatorului automat de viteză și ai principalelor bucle de reglare ale cazanului din timpul probelor.

Traductoarele și generatoarele de semnal utilizate în cadrul probelor efectuate trebuie să respecte următoarele condiții:

Precizia de simulare a frecvenței va fi mai bună de 5 mHz;

Precizia de măsură :

Pentru măsurarea frecvenței va fi de 1÷ 5 mHz cu un timp de măsurare de max. 80 ms;

Pentru măsurarea a elementului reglat ca putere, deschidere aparat director, pale rotor, să fie mai bună de 0,5% din valoarea nominală;

Pentru măsurarea mărimilor de control presiune abur viu, debit abur viu să fie mai bună de 1% din valoarea nominală;

Toate înregistrările semnalelor vor fi efectuate cu o eșantionare de cel puțin o înregistrare la 0,1 secunde.

CAPITOLUL V. VERIFICAREA FUNCȚIONĂRII
GRUPURILOR HIDROELECTRICE
ȘI TERMOELECTRICE ÎN REGLAJ SECUNDAR

Stabilirea mărimilor caracteristice funcționării grupurilor termoelectrice și hidroelectrice în reglaj secundar putere – frecvență, conținutul documentației tehnice elaborate în urma probelor și metodologia de efectuare a probelor, sunt stabilite în Procedura operațională Cod TEL – 07.V OS – DN190, elaborată de Compania de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A., astfel încât performanțele și comportamentul grupurilor termoelectrice si hidroelectrice în reglaj secundar putere – frecvență, să poată fi complet determinate din punctul de vedere al Operatorului de Transport și de Sistem (OTS) și al prevederilor Codului tehnic al Rețelei Electrice de Transport (Codul RET).

Procedura operațională Cod TEL – 07.V OS – DN190 stabilește și clarifică următoarele aspecte:

situațiile în care se aplică verificarea prin probe a funcționării grupurilor energetice în reglaj secundar putere – frecvență;

Mărimile verificate prin probe pentru determinarea performanțelor grupurilor termoelectrice și hidroelectrice, care vor caracteriza funcționarea grupurilor energetice în reglaj secundar din punct de vedere al OTS;

Precizia de măsurare a mărimilor înregistrate la probe, modul de măsurare și mijloacele de măsurare;

Tipurile și metodologia de realizare a probelor;

Conținutul documentației tehnice întocmite în urma probelor pentru fiecare caz în care a fost aplicată procedura.

Această Procedură se aplică pentru verificarea și determinarea performanțelor fiecărui grup energetic în vederea calificării pentru a participa la realizarea serviciului de reglaj secundar frecvență – putere, conform punctului 8.2 din Procedura operațională – ”Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL – 07 VOS DN/154”, în următoarele situații:

Pentru determinarea performanțelor grupurilor energetice în vederea calificării acestora pentru asigurarea serviciului reglajului secundar frecvență-putere;

La punerea în funcțiune a unui grup energetic în reglaj secundar, dispecerizabil, nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor energetice în reglaj secundar putere – frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor după reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (repartitoare locale frecvență-putere, automat de viteză (RAV), bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Periodic, la cel mult 5 ani, la cererea Operatorului de Transport și de Sistem (OTS), pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj secundar, conform Procedurii Operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154, punctul 6.6;

La cererea Operatorului de Transport și de Sistem (OTS) în conformitate cu prevederile capitolului 6 din Codul tehnic Rețelei Electrice de Transport (Codul RET – corespunzător reviziei în vigoare a Codului Tehnic Rețelei Transport). În cazurile prevăzute prin Codul RET, Operatorul de Transport poate cere să se verifice prin probe oricare dintre parametrii prezentați în această procedură.

5.1. RESPONSABILITĂȚI

Responsabilitățile pentru aplicarea Procedurii operaționale Cod TEL – 07.V OS – DN280 elaborată de Compania Transelectrica S.A. revin:

Operatorului de Transport și de Sistem

Producătorului în gestiunea căruia se află grupurile energetice

Executantului probelor

5.1.1. Operatorul de Transport și de Sistem

Operatorul de Transport și de Sistem are următoarele atribuții:

Inițiază verificarea funcționării grupurilor energetice în reglaj secundar în situațiile prevăzute în Codul Rețelei Electrice de Transport – Capitol 6: “Testare, control și monitorizare”, pentru verificarea unor performanțe ale grupurilor calificate definitiv care se încalcă în mod repetat una din performanțe. În această situație se aplică prevederile din capitolul 6 din Codul Rețelei Electrice de Transport;

Indică valorile statismelor care se vor verifica;

Aprobă programul de probe transmis de solicitant și participă la probe, prin emiterea ordinelor de reglare cerute, supraveghează realizarea acestora, în conformitatea cu procedura Cod TEL – 07.V OS – DN190 și condițiile de sistem;

Asigură participarea reprezentanților UNO-DEN la probele de calificare, recepție și teste performanță după modernizări sau înlocuiri ale principalelor instalații de reglare;

Pe baza documentației primite și a probelor efectuate validează performanțele grupurilor testate pentru funcționarea în reglaj;

În cazul apariției unor observații sau neconcordanțe are dreptul de a solicita responsabilului de probe reluarea uneia sau mai multor probe;

În cazul abaterilor de la procedurile de testare, rezultate ca urmare a unor cauze obiective, prezentate de responsabilul de probe înainte de efectuarea acestora, responsabilitatea pentru interpretarea aplicării procedurii îi revine Unității Operative a Dispecerului Energetic National;

Pentru situația în care probele sunt efectuate la cererea Operatorului de Transport și de Sistem, în conformitate cu procedurile operaționale de monitorizare, testare și control elaborate de acesta și capitolului 6 Codul RET, operatorul de transport va notifica în scris producătorului intenția de a realiza testarea capacității de reglaj și probele pe care le solicită a fi efectuate, puterea la care se va executa probele, ce mărimi se vor înregistra, intervalul de timp de desfășurare a probelor cu cel puțin 48 ore înainte de efectuarea acestuia.

Dacă acest test implică realizarea de măsurători de către persoane sau laboratoare independente acceptate ca furnizori de astfel de servicii de către Transelectrica, va stabili împreună cu producătorul data pentru efectuarea acestora, dar nu mai mult de 15 zile de la data notificării.

5.1.2. Sarcinile producătorului în gestiunea căruia se află grupurile

Producătorul în gestiunea căruia se află grupurile energetice inițiază procedurile de efectuare a probelor pentru următoarele situații:

La punerea în funcțiune a unui grup energetic în reglaj secundar, dispecerizabil, nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor energetice în reglaj secundar putere – frecvență, în vederea calificării acestora pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor după reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (repartitoare locale
frecvență – putere, automat de viteză (RAV), bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Periodic, la cel mult 5 ani, la cererea Operatorului de Transport și de Sistem (OTS), pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj secundar, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 V OS DN/154, punctul 6.6;

La punerea în funcțiune a unui grup termoelectric sau hidroelectric dispecerizabil nou sau retehnologizat

Responsabilitățile care revin producătorului în gestiunea căruia se află grupurile energetice sunt:

Întocmește și transmite programul de probe împreună cu solicitarea de participare la efectuarea lor către Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național cu cel puțin 48 de ore înaintea începerii probelor;

Verifică funcționarea corectă a regulatorului automat e viteză, pe perioada probelor limitatorii de deschidere (mecanici și electrici) trebuie să fie în afara zonei de funcționare;

Asigură condițiile tehnice pentru efectuarea probelor conform condițiilor general acceptate de normativele în vigoare descrise în secțiunile următoare;

Asigură pe tot parcursul probelor siguranța în funcționare a grupului asupra căruia se efectuează probele, fiind răspunzător în întregime de integritatea instalațiilor pe parcursul probelor;

Desemnează de comun acord cu executantul probelor un responsabil al probelor;

După finalizarea probelor, transmite la Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național (UNO-DEN) documentația finală completă, în conformitate cu procedurile în vigoare;

După primirea confirmării probelor, notifică în consecință părțile interesate.

Pentru grupurile termoenergetice bucla de sarcină bloc trebuie să fie în funcțiune pe automat, cu grupul în regim turbină conducătoare. Condițiile tehnice de desfășurare a probelor din punct de vedere al funcționării agregatelor primare și alimentării cu combustibil revin în sarcina producătorului.

5.1.3. Executantul probelor

Executantul probelor are următoarele atribuții:

Elaborează procedurile de detaliu pentru efectuarea probelor, achiziție și prelucrarea datelor;

Prezintă, documentele de etalonare – verificare pentru fiecare canal al sistemelor de achiziție de date care urmează a fi utilizat în cursul înregistrărilor;

Pune la dispoziția beneficiarului pentru montaj traductorii pentru mărimile preluate din instalație și buletinele de verificare ale acestora;

Întocmește împreună cu producătorul programul de probe;

Respectă procedurile în vigoare la efectuarea probelor și a înregistrărilor;

Realizează înregistrările cerute prin procedurile cerute și întocmește raportul final;

Personalul centralei și executantul probelor desemnează de comun acord un responsabil al încercărilor, care trebuie să țină seama de condițiile de execuție a probelor, să conducă și să supravegheze probele, și să-și exercite autoritatea asupra tuturor observatorilor. Persoana desemnată este responsabilă de toate măsurile luate pentru buna desfășurare a probelor, calculul rezultatelor probelor și de pregătirea raportului final conform CEI 60308.

5.2. CERINȚE SPECIFICE, MODUL DE LUCRU

5.2.1. Condițiile generale pentru realizarea executarea probelor

Toate probele efectuate trebuie să respecte manualele fabricanților turbinei, repartitorului local și regulatorului de viteză. Pentru grupurile termoenergetice, grupul trebuie să fie în regim termic stabilizat, având parametrii aburului viu pe cât posibil apropiați de valorile nominale. Abaterea temperaturii nu trebuie să depășească 5⁰C, iar abaterea presiunii aburului viu să fie în limitele admise de variația de presiune a turbinei. Buclele de reglare automată apă de alimentare, combustibil și sarcină – bloc trebuie să funcționeze pe automat.

5.2.2. Executarea probelor

Probele pot fi efectuate de laboratoare sau persoane independente, aparținând sau nu producătorilor, care au dovada că sunt acceptați sau acreditați de C.N. Transelectrica S.A. pentru a realiza astfel de servicii.

În mare parte condițiile organizatorice de desfășurare a probelor sunt asemănătoare cu cele de desfășurare a probelor pentru verificarea reglajului primar cu deosebirea că echipamentele , instalațiile si personalul implicat poate fi răspândit pe o arie mult mai largă.

În consecință crește rolul responsabilului probelor desemnat de comun acord de cele două părți (Executantul și Producătorul), pentru coordona și asigura legătura dintre echipa de efectuare a probelor și Dispecerul Energetic Central, respectiv Producător.

Acesta ține seama de condițiile de execuție a probelor, conduce și supraveghează încercările și exercită autoritatea asupra tuturor participanților la probe. Este responsabil de toate măsurile efectuate, calculul rezultatelor, de coordonarea și elaborarea raportului final.

Observatorii. Datorită faptului că probele pot să se desfășoare pe o arie extinsă Producătorul este abilitat să-și numească Observatori pentru a fi prezenți la probe pe lângă personalul propriu care, sub coordonarea Responsabilului probelor, execută manevrele necesare probelor în instalațiile proprii.

Observatorii se asigură că Responsabilul probelor respectă metodologia prezentată și înregistrările sunt efectuate în conformitate cu procedurile stabilite. Sesizările Observatorilor cu privire la nerespectarea procedurilor stabilite sunt aduse, la cunoștința Producătorului, care le transmite Responsabilului probelor.

5.2.3. Modul de achiziție, precizia de măsură și mărimile măsurate

Modalitatea de preluare a semnalelor, culegerea datelor și realizarea circuitelor pentru simularea frecvențelor fac obiectul procedurilor de detaliu elaborate de executantul probelor, cu respectarea cerințelor procedurilor și normelor tehnice în vigoare.

Principalele mărimi măsurate sunt:

Banda de reglaj;

Ordinul de reglaj;

Frecvența sistemului;

Frecvența simulată;

Puterea grupului.

Mărimile de control cerute și urmărite în mod excepțional de către Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național la avizarea programului de probe sunt:

Presiune abur viu.

Deschidere servomotor principal (aparat director, poziție ventile);

Ordinul de reglaj se achiziționează prin înserierea în circuitul echipamentului de teleconducere și teletransmisie (SIMATIC, SINAUT, RTU), preluat cu o precizie de conversie cel puțin egală cu cea a echipamentului de măsură, din instalațiile repartitoare locale frecvență – putere. Modul de realizare al circuitelor de către executantul probelor va fi analizat și notat în procedurile de detaliu.

Banda de reglaj. Preluarea măsurii benzii de reglaj se realizează prin înserierea circuitul instalațiilor repartitoarelor locale frecvență – putere din Ulink-ul de măsură din circuitul de transmitere la UNO-DEN a benzii de reglaj (între echipamentul de telecomunicație și echipamentului de teleconducere (SIMATIC, RTU)), respectând principiul ca punctele de măsură să fie exterioare instalației de reglaj, cu o precizie de conversie cel puțin egală cu cea a echipamentului de teletransmisie.

Simularea frecvenței rețelei este necesară în cadrul probelor pentru determinarea statismului și insensibilitatea grupului la funcționarea simultană în reglaj primar și secundar.

Toate probele menționate pentru verificarea funcționării în reglaj secundar
putere – frecvență, se realizează prin aplicarea unor trepte de frecventă, realizate astfel:

Prin simularea și menținerea constantă a frecvenței sistemului la valoarea de 50.000 Hz și modificând valoarea referinței de frecvență;

Prin menținerea constantă a valorii referinței de frecvență la 50.000 Hz și modificând valoarea frecvenței simulate a sistemului.

Simularea frecvenței rețelei se realizează prin:

Panoul operator și va fi preluată la o ieșire analogică a echipamentului de teleconducere (SIMATIC, RTU) cu aceeași precizie ca a ordinului de reglaj;

Prin aplicarea unei frecvențe simulate la intrarea traductorului de frecvență, cu un generator de frecvență cu precizie ridicată, a cărui stabilitate în timp (data de catalog) a semnalului să nu depășească 5 mHz în 30 min;

Simularea frecvenței în cadrul buclei de putere pentru centralele termo în bucla de sarcină-bloc sau în regulatorul de viteză.

Treptele de frecvență trebuie să fie realizate cu o precizie de repetare de maxim 5 mHz, iar echipamentul de achiziție utilizat, să fie de aceeași precizie de conversie ca și ordinul de reglaj.

Frecvența sistemului. Măsura de frecvență a sistemului se realizează cu un traductor de frecvență cu ieșire în semnal unificat, cu rezoluție de cel mult 5 mHz, și un timp de răspuns mai mic de 100 msec.

Puterea grupului. Măsurarea puterii grupului se preia de la:

traductorii independenți montați în instalație pentru probe;

prin înserierea în calea de reacție a echipamentului SIMATIC, RTU;

pe o ieșire analogică liberă a echipamentului SIMATIC, RTU, cu aceeași precizie de conversie ca a ordinului de reglaj.

Dacă semnalul este preluat de la un traductor de putere independent, clasa de precizie a acestuia trebuie să fie mai bună sau egală cu 0.3 pe un domeniu de măsură extins sau cel puțin egal cu puterea maximă a grupului.

Toate echipamentele de achiziție a datelor trebuie să aibă o viteză de achiziție a datelor de o înregistrare la 0.1 sec

5.2.4 Mărimile care vor fi determinate prin probe

Mărimile determinate prin probe sunt:

Viteza medie de încărcare/descărcare în funcționarea în reglaj secundar;

Timpul de răspuns la o variație de 100% a ordinului de reglaj, timpul mort în reglaj secundar;

Banda maximă de reglaj;

Insensibilitatea la variaia consemnului de putere;

Verificarea simultaneităii reglajului primar i secundar și a funcționării cu/fără reglaj primar;

Statismul i insensibilitatea grupului la funcționarea simultană în reglaj primar i secundar.

Schimbul de informaii realizat între regulatorul central i centrala reglantă:

intrare în reglaj secundar;

precizia de transmitere a valorii benzii de reglaj;

ieșire din reglaj secundar din cauze locale sau la comanda DEC.

5.3. VERIFICAREA SHIMBULUI DE INFORMAȚII DINTRE

REGULATORUL CENTRAL ȘI CENTRALA REGLANTĂ

Se aplică la punerea în funcțiune a unei centrale sau grup din centrală în reglaj secundar frecvență – putere, la înlocuirea sau modernizarea repartitorului local
frecvență – putere, a echipamentelor de teletransmisie, a regulatorului central
frecvență – putere sau la cererea OTS pentru verificarea contorizării serviciului de asigurare
a rezervei de reglaj secundar.

5.3.1 Verificarea intrării grupului în reglaj centralizat

Se verifica pe rând intrarea grupurilor centralei în reglaj secundar, unul câte unul, celelalte grupuri nefiind introduse în reglaj secundar pe parcursul probelor. Pe tot parcursul probei se stabilește o legătură telefonică între responsabilul de efectuare a probelor și șeful de tură al Dispecerului Energetic Central.

Se solicită șefului de tură Dispecerului Energetic Central transmiterea cererii de intrare în reglaj centralizat și se cronometrează la nivelul centralei si la nivelul Dispecerului Energetic timpul dintre momentul emiterii cererii de către dispecer până în momentul recepției în centrală a cererii de intrare în reglaj centralizat.

Se comandă introducerea grupului în reglaj centralizat și se cronometrează timpul dintre emiterea comenzii de introducere a grupului în reglaj secundar și momentul confirmării de către Dispecerul Energetic Central a intrării grupului în reglaj secundar.

5.3.2 Verificarea preciziei de transmitere a benzii de reglaj

Proba se realizează prin simularea valorilor benzii de reglaj de 0, 20, 40, 60, 80 și 100% din banda maximă posibil de realizat pe centrală, pentru a verifica corectitudinea setării benzii de reglaj pe grup și a recepționării corecte a valorilor de la Dispecerul Energetic Central. Se notează valorile simulate la nivelul regulatorului local frecvență putere și cele recepționate la nivelul Dispecerul Energetic Central, iar pentru una din valori se cronometrează timpul cuprins între momentul setării benzii în centrală și recepționarea ei la Dispecerul Energetic. Pentru această probă se face doar citirea și notarea valorilor benzii de reglaj, nu este necesară înregistrarea lor.

5.3.3 Verificarea ieșirii din reglaj centralizat

Se verifică dacă la apariția unuia dintre semnalele care pot conduce la ieșirea grupului din reglaj secundar, grupul iese automat din reglaj secundar, iar banda de reglaj transmisă la Dispecerul Energetic Central pentru grupul respectiv devine zero. Puterea grupului trebuie să se mențină la valoarea avută în momentul ieșirii din reglaj secundar.

Semnalele care pot conduce grupul la ieșirea din reglaj secundar sunt:

La simularea apariției semnalului de insularizare;

Ieșirea voită din reglaj secundar a grupului;

Trecerea pe manual a buclei de reglare a sarcinii blocului;

5.3.4. Verificarea vitezei de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar

În această probă se verifică viteza de încărcare / descărcare a grupului în reglaj secundar, a timpului mort și a timpului de răspuns a grupului la o variație de 100% a ordinului de reglaj. Proba se execută cu frecvență simulată de 50 Hz, reglajul primar anulat și banda maximă setată pe grup pentru toate situațiile menționate la începutul capitolului.

Anularea reglajului primar se realizează prin:

simularea unei frecvențe fixe de 50 Hz la regulatorul automat de viteză (pentru regulatoarele numerice și pentru grupurile termo);

funcționarea în buclă de putere, fără introducerea abaterii de frecvență (anularea simultaneității la nivelul regulatorului local putere – frecvență).

Proba se execută în felul următor:

Responsabilul de probe solicită șefului de tură al Dispecerului Energetic Central transmiterea unui ordin de reglaj simulat în valoare de 0%;

După stabilizarea procesului, Responsabilul de probe solicită șefului de tură al Dispecerului Energetic Central transmiterea unui ordin de reglaj de 100% și menținerea lui maxim 15 min;

Pentru acest interval de maxim 15 minute, se înregistrează următoarele mărimi: ordin, putere produsă, frecvența sistemului și frecvența simulată.

Responsabilul de probe solicită șefului de tură al Dispecerului Energetic Central transmiterea unui ordin de reglaj de 0%, și se procedează la fel ca în proba precedentă, pentru ordinul de reglaj de 100%.

Din analiza răspunsurilor în putere a grupului se determină timpul de răspuns la o variație de 100% a ordinului de reglaj, banda maximă în reglaj secundar, timpul mort și viteza de încărcare / descărcare a grupului. Tot în cadrul acestei probe se mai determină
supra reglajele apărute în bucla de putere.

Banda maximă în reglaj secundar reprezintă banda maximă pentru care se execută prezenta probă.

5.3.5. Insensibilitatea la variația consemnului de putere

Proba se execută în toate situațiile enumerate la începutul capitolului V, cu reglajul primar anulat, cu banda setată pe grup la valoarea maximă, prin simularea ordinului de reglaj de la Dispecerul Energetic Central, și are ca scop determinarea insensibilității de realizare a ordinului de reglaj de către grup.

Insensibilitatea la un semnal de comandă se determină conform standardului CEI 60308, prin ridicarea unei curbe de tipul celei din figura 5.3.1.

Figura 5.3.1. – Zona moartă a semnalului de comandă/consemn

Proba cu ordin de reglaj simulat poate fi realizată numai cu acordul Unității Operative a Dispecerului Energetic Național.

Se pornește cu un ordin simulat de 0%, apoi se vor simula 5 trepte de variație de ordin de 20% în sens crescător și se revine cu 5 trepte descrescătoare la valoarea ordinului de 0%. Pe fiecare treaptă de ordin simulată se așteaptă până când procesul se va stabiliza.

Se înregistrează evoluția în timp a următoarelor mărimi: ordinul de reglaj, puterea și frecvența sistemului. Cu aceste valori se calculează valoarea medie a puterii în regim stabilizat, valori cu care se ridică diagrama ordin – putere.

5.3.6. Statismul și insensibilitatea grupului la funcționarea simultană în reglaj primar și secundar

În cadrul acestei probe se verifică următoarele aspecte:

Statismul și insensibilitatea grupului pentru două valori de statism (bp) setate în bucla de putere sau în regulatorul local frecvență – putere, stabilite de comun acord cu Unitatea Operativă a Dispecerului Național;

Răspunsul obținut și susținut al grupului pentru trepte de frecvență de ± 200mHz, (50-50,2 Hz și 50-49,8 Hz ) Proba se realizează pentru o singură valoare de statism indicată de Unitatea Operativă a Dispecerului Național.

La probele efectuate prin simularea frecvenței, în funcție de modul de realizare a buclei de putere, se disting două metodologii de determinare a răspunsului grupului în reglaj secundar simultan cu reglajul primar:

1. Regulatoare numerice cu bucla de putere realizată în cadrul regulatorului de viteză sau în cadrul buclei de reglare sarcină bloc.

La aceste grupuri proba de determinare a statismului, a insensibilității și răspunsului grupului la o variație de treaptă de frecvență de 200 mHz, în regim de reglaj secundar simultan cu reglajul primar, se desfășoară prin simularea frecvenței, la nivelul regulatorului de putere, conform procedurii de verificare a funcționării în reglaj primar a grupului, în bucla de putere, pentru un consemn de putere constant.

2. Cazurile în care bucla de putere este o buclă suprapusă peste un regulator de viteză independent realizată în regulatorul local frecvență – putere.

In acest caz în primul rând se determină statismul în putere al regulatorului de viteză, corespunzător valorii statismului în deschidere setat pentru situația dată de funcționare a regulatorul de viteză. Valoarea determinată va fi setată în bucla de putere suprapusă realizată la nivelul repartitorului local.

A doua valoare a statismului în putere care trebuie verificată se stabilește de comun acord cu Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național în funcție de condițiile de sistem existente, și se determină experimental valoarea statismului în deschidere care trebuie setat la nivelul regulatorului de viteză.

În acest caz, proba se realizează prin simularea soft sau prin ordin de operator a unei scăderi respectiv creșteri a frecvenței reale a sistemului de +/- 200mHz, la nivelul regulatorului local frecvență – putere și simultan în regulatorul de viteză al grupului. Se înregistrează valorile de frecvență și puterea generată a grupului.

Determinarea statismului și a insensibilității, se efectuează pentru două valori de statism convenite între Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național și responsabilul de probe prin simularea unui ordin de reglaj de 50% la nivelul Dispecerului Energetic Central, menținut constant pe tot parcursul acestor probe.

Proba se desfășoară pornind de la o valoare a frecvenței simulate de 50,000 Hz, la care se aplică 5 trepte de frecvență de +50 mHz (până la valoarea de 50,250 Hz) în sens crescător, urmate de 10 trepte de frecvență de – 50 mHz, în sens descrescător (până la valoarea de 49,750 Hz) și încă 5 trepte de frecvență în sens crescător (practic se revine în punctul de plecare de 50,00 Hz). Se așteptă până ce procesul se stabilizează pentru fiecare treaptă de frecvență realizată.

Se realizează diagrama putere, ordin în timp și frecvență simulată, și din valorile medii stabilizate se determină diagrama putere-frecvență. Din această diagramă se determină statismul și insensibilitatea grupului la variația frecvenței sistemului.

5.3.7. Determinarea răspunsului grupului în reglaj secundar la trepte de frecvență

Proba se execută simulat de la Dispecerul Energetic Central la un ordin de reglare de 50% și bandă de reglaj maximă pentru o singură valoare de statism.

Se simulează software sau cu un generator de frecvență cu precizie ridicată, o treaptă de + 200 mHz, plecând de la valoarea frecvenței simulate de 50,000 Hz (de la 50,000 Hz la 50,200 Hz) și se înregistrează mărimile frecvență simulată, putere, ordin de reglaj cu un timp de achiziție de 0.1 sec. Semnalul simulat se menține pentru o durată de 15 minute, după care se revine la valoarea de 50,000 Hz, și se menține o durată 15 minute.

Se procedează identic pentru o treaptă de –200 mHz, cu plecare de la 50,000 Hz la 49,800 Hz).

5.3.8. Verificarea simultaneității reglajului primar și secundar

Verificarea simultaneității reglajului primar și secundar se execută pentru un ordin de reglaj constant solicitat de responsabilul de probe la Dispecerul Energetic Central prin simularea unui ordin de reglaj constant, timp de o oră.

Proba se poate executa cu ordin de reglaj simulat local sau simulat de la Dispecerul Energetic Național, stabilit de comun acord cu Unitatea Operativă a Dispecerului Național.

Pentru probe se aleg două perioade de timp cu durată de 30 de minute, cu variații de frecvență de 50mHz, în care se realizează înregistrări ale frecvenței sistemului, puterii și ordinului de reglaj pe perioade de timp de 30 de minute.

Prima parte a probei se execută în regim de reglaj secundar, fără reglaj primar simultan, obținută prin anularea termenului din bucla de putere, și a doua parte cu un timp de 30 minute în regim de reglaj primar și secundar simultan.

Înregistrările de funcționare normală în reglaj secundar simultan cu reglajul primar se efectuează pentru perioade de timp cu variații ale frecvenței în sistem indicate de Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național.

5.4. RAPOARTE ȘI ÎNREGISTRĂRI

5.4.1 Programul de probe

Programul de probe se elaborează de comun acord de către proprietarul grupului împreună cu executantul probelor, ori de câte ori se efectuează probe de verificare a reglajului secundar.

Pentru situațiile în care probele se desfășoară la cererea Operatorului de Transport și de Sistem, în conformitate cu Codul Rețelei Electrice de Transport (Cap. 6 – Testare Control și Monitorizare) și procedurile operaționale elaborate de acesta pentru monitorizare, testare și control, Operatorului de Transport va elabora programul de probe care va conține următoarele:

Perioada de desfășurare a probelor și durata estimată a probelor;

Lista probelor de verificare care vor fi realizate cu specificarea situațiilor în care ordinul de reglaj este simulat local sau la Dispecerul Energetic Central;

Variațiile de putere estimate;

Programul de probe trebuie să conțină detalii privitoare la următoarele aspecte:

Numele responsabilului de probe și a firmei care execută probele;

Data aproximativă, durata estimată și desfășurarea în timp a probelor;

Lista probelor de verificare care vor fi realizate;

Durata probelor în care se funcționează în reglaj secundar cu ordin de reglaj simulat de la Dispecerul Energetic Central;

Variațiile de putere estimate;

Specificarea situațiilor în care ordinul de reglaj este simulat local;

Specificarea situațiilor în care se cer condiții speciale de funcționare din partea sistemului sau din partea centralei;

Detalii clare privind punctele de măsură unde se instalează traductoare independente, punctele de culegere a datelor pentru sistemul de achiziție, respectiv durata și măsurările efectuate.

De menționat că pentru perioada testelor reglajului secundar, deși centrala se va afla în regim de reglaj secundar frecvență – putere, există perioade în care serviciul nu va fi contorizat ca atare. Perioadele în care serviciul nu va fi contorizat ca atare trebuie specificate în programul de probe.

5.4.2 Conținutul documentației tehnice

Documentația tehnică aferentă probelor care vor fi executate trebuie să cuprindă următoarele documente:

Schema de principiu, cu blocurile funcționale ale instalației regulatorului local frecvență – putere, cu funcția de transfer și parametrii de acord;

Proiectul tehnic cu schema legăturilor unității de control RTU – regulator local frecvență – putere, regulator automat de viteză și /sau bucla de reglare sarcină bloc.

Aceste documente vor fi transmite o singură dată în următoarele cazuri:

Pentru determinarea performanțelor grupurilor energetice în vederea calificării acestora pentru asigurarea serviciului reglajului secundar frecvență-putere;

La punerea în funcțiune a unui grup energetic în reglaj secundar, dispecerizabil, nou sau retehnologizat;

Pentru determinarea performanțelor grupurilor după reparații capitale, înlocuiri sau modernizări ale principalelor echipamente de reglaj (repartitoare locale frecvență-putere, automat de viteză (RAV), bucle de reglare cazan, reglare sarcină bloc);

Datele tehnice legate de domeniul de reglaj al statismului, insensibilitate, viteza de încărcare a grupului, funcționarea simultană în reglaj primar și secundar menționate mai sus, vor fi transmise în toate cazurile și pentru grupurile termoelectrice si hidroelectrice calificate definitiv, în vederea reconfirmării performanțelor acestora în reglaj secundar, conform procedurii operaționale – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL -07 VOS DN/154 elaborată de Compania Transelectrica S.A.

5.4.3. Date tehnice referitoare la modul de achiziție și măsurare a datelor

utilizate la probe

Aceste date se transmit în toate cazurile referitoare probele efectuate asupra reglajului secundar frecvență – putere.

Documentația tehnică necesară pentru realizarea măsurilor și înregistrărilor pe parcursul probelor este:

Schema de măsură, cu punctele de preluare a semnalelor și amplasarea traductorilor;

Schema sistemului de achiziție a datelor și conectare a generatorului de frecvență și înregistratoarelor utilizate;

Documentația sistemului de achiziție trebuie să cuprindă cel puțin date tehnice referitoare la:

Firma producătoare și anul de fabricație;

Precizia de conversie a semnalelor preluate și rezoluția;

ciclul de prelucrare;

schema logică și programul de achiziție și salvare a datelor în fișiere, modul de stocare a datelor, de preferat să fie în fișiere .xls sau .txt;

Programul (software) și modul de prelucrare și prezentare al datelor;

Caracteristicile tehnice legate de domeniu de măsură, precizie, liniaritate, etc. ale traductorilor / aparatelor montate în instalație de către executantul probelor.

Copii de pe documentele de verificare metrologică pentru echipamentele de măsură si generatoare de frecvență cu termenul de valabilitate neexpirat.

5.4.4. Tabelul sintetic cu rezultatele obținute

Aceste date se transmit în toate cazurile și toate probele efectuate și menționate în acest capitol sub formă de tabel care cuprinde probele efectuate, procedura de efectuare a probelor, valorile setate și valorile obținute. Modelul tabelului poate avea forma celui cuprins în Anexa 5.1

5.4.5. Înregistrări realizate în cursul probelor

Materialul primar obținut în urma înregistrărilor din timpul probelor se transmite la Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național, în cazurile și toate probele efectuate asupra reglajului secundar frecventă – putere..

Materiale necesare a fi transmise pentru următoarele probe sunt:

Pentru proba de Verificarea vitezei de încărcare/descărcare a grupului în reglaj secundar, a timpului de răspuns la o variație de 100% a ordinului de reglaj (cu frecvența simulată de 50 Hz) și a timpului mort se transmit următoarele:

Diagramele pentru ordin, puterea grupului, frecvența în funcție de timp, pentru un interval de timp de maxim 15 min cu un timp de achiziție 0.1 sec, la o variație (0100)% a ordinului de încărcare N;

pentru variația (1000)% a ordinului de încărcare N, se specifică valoarea rezultată a vitezei de încărcare/descărcare în reglaj secundar;

diagramele de detaliu pentru determinarea timpului mort și a timpului de răspuns cu o durată de 5 minute, cu specificarea valorilor rezultate pentru acești timpi.

Pentru proba de verificare a insensibilității la variația consemnului de putere se prezintă următoarele diagrame pe care se specifică valoarea insensibilității în putere la variația ordinului de reglaj:

diagramele de evoluție în timp a ordinului de reglaj și a puterii grupului, în care se indică valorile considerate pentru procesul stabilizat, dacă sunt realizate în .xls;

diagramă de tip x-y a ordinului de reglaj – putere, pentru valorile procesului stabilizat, la care se utilizează datele marcate în diagramele precedente.

Pentru proba de determinare a Statismului și insensibilitatea grupului la funcționarea simultană în reglaj primar și secundar se prezintă următoarele diagrame la care se specifică valoarea insensibilității în frecvență:

Diagramele evoluției în timp ale frecvenței și puterii pentru toate probele efectuate, cu notarea valorilor considerate pentru procesul stabilizat.

Diagrama x-y pentru trepte de frecvență-putere pentru care se utilizează valorile procesului stabilizat.

Pentru proba de Verificare a simultaneității reglajului primar și secundar pentru un ordin de reglaj constant se prezintă 2 diagrame ale evoluției în timp a frecvenței și a puterii cu timp de achiziție 0.1 secunde și timp de înregistrare de maxim 15 minute pentru 2 cazuri, cu și fără reglaj primar simultan cu reglajul secundar.

Pentru proba de funcționare normală se prezintă 2 diagrame de funcționare în cazul unor perturbații ale frecvenței în sistem, în reglaj secundar simultan cu reglajul primar cu lungimea de minim 15 minute.

CAPITOLUL VI. PROCEDURI ȘI STANDARDE
APLICABILE TESTĂRILOR GRUPURILOR ENERGETICE

Energia electrică este un produs destinat consumului, și ca orice produs, trebuie să satisfacă propriile cerințe de calitate. Pentru ca un echipament electric să funcționeze corect, este necesar ca energia electrică să-i fie furnizată la o tensiune cuprinsă într-o anumită bandă în jurul valorii nominale și o formă de undă și frecvență corespunzătoare.

O parte semnificativă a echipamentelor utilizate în prezent, în special calculatoare și dispozitive electronice de putere, necesită o bună calitate a energiei electrice. Totuși, aceleași echipamente cauzează adesea o distorsiune a tensiunii de alimentare a instalațiilor ca urmare a caracteristicilor lor nelineare, practic conduc la apariția unui curent nesinusoidal atunci când i se aplică o tensiune sinusoidală de alimentare.

Astfel, menținerea unei calități satisfăcătoare a energiei electrice este o responsabilitate comună a furnizorului și utilizatorului de energie electrică. În practică nivelul de calitate a energiei electrice este un compromis între utilizator și furnizor. Atunci când calitatea disponibilă nu este suficientă pentru nevoile utilizatorului, sunt necesare măsuri de îmbunătățire a calității acesteia. Costul unei calități necorespunzătoare a energiei electrice de regulă, depășește costul măsurilor necesare pentru îmbunătățire.

Energia electrică este un produs foarte special, cu posibilități de stocare extrem de limitată astfel că este consumată în momentul în care este generată.

Din această cauză măsurarea și evaluarea calității energiei electrice livrate trebuie făcută în momentul consumului ei. Măsurarea calității energiei electrice este complexă, deoarece furnizorul și utilizatorul, ale căror echipamente electrice sensibile sunt și surse de perturbații, privesc problema din perspective diferite. Din acest motiv au apărut norme și standarde care avantajează mai mult sau mai puțin una din părți, producător, furnizor și consumator de energie electrică.

6.1. STANDARDUL EN 50160 – Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice

Conform standardului EN 50160 furnizorul este cel care livrează energia electrică printr-un sistem de distribuție public, iar utilizatorul sau consumatorul este achizitorul (cumpărătorul) energiei electrice de la furnizor. Utilizatorul este îndreptățit să primească de la furnizor o calitate corespunzătoare a energiei electrice.

Principalul document care se referă la cerințele care privesc "partea furnizorului" este standardul EN 50160, și caracterizează parametrii tensiunii electrice în sistemele publice de distribuție. Acesta este un standard Europen dar el este completat în unele regiuni și țări prin alte standarde suplimentare, cum ar fi în Germania sau în Polonia. Multe coduri regionale, ca de exemplu Technical requirements of connection din Germania, aplicate unei anumite utilități, au fost unificate ca o parte a liberalizării pieții de energie electrică din Germania. Conform cu CEI 60038, ambele standarde EN 50160 și regulile [3, 4] se referă la tensiunea de alimentare, adică măsurată în punctul comun de conectare.

6.1.1. Definiții de bază ale parametrilor tensiunii

În standardul EN 50160 sunt definiți câțiva parametri ai tensiunii (din punct de vedere al furnizorului), cei mai importanți sunt:

Tensiunea de alimentare – valoarea efectivă a tensiunii existente la un moment dat în punctul comun de conectare, măsurată pe un anumit interval de timp.

Tensiunea nominală a sistemului (Un) – tensiunea pentru care sistemul este proiectat sau identificat și la care se referă anumite caracteristici de funcționare.

Tensiunea de alimentare declarată (Uc) – este, de regulă, tensiunea nominală a sistemului Un. Dacă, pe baza unei înțelegeri între distribuitor și utilizator în punctul (borna) de livrare a energiei electrice se aplică o tensiune diferită de cea nominală, atunci aceasta este tensiunea de alimentare declarată Uc.

Condiții normale de funcționare – condițiile în care este satisfăcut consumul, manevrele din sistem și eliminarea defectelor prin sisteme automate de protecție în absența unor condiții excepționale datorate influențelor externe sau evenimentelor majore.

Variația tensiunii – este o creștere sau o scădere a tensiunii, datorată variației sarcinii totale a sistemului de distribuție sau unei părți a acestuia.

Flicker – impresia de instabilitate a senzației vizuale indusă de un stimul luminos, a cărui luminanță sau distribuție spectrală fluctuează în timp.

Severitatea Flicker-ului – intensitatea jenei provocate de flicker definită de metoda UIE-CEI de măsurare a flicker-ului și evaluată prin următoarele mărimi:

Severitate de scurtă durată (Pst) măsurată pe o perioadă de 10 minute.

Severitate de lungă durată (Plt) calculată pentru o secvență de 12 valori a Pst pe un interval de două ore, conform cu următoarea expresie:

(1)

Gol de tensiune de alimentare – o reducere bruscă a tensiunii de alimentare la o valoare cuprinsă între 90 % și 1 % din tensiunea declarată Uc, urmată de o restabilire a tensiunii după o perioadă scurtă de timp. Convențional, durata unui gol de tensiune este între 10 ms și 1 minut. Adâncimea unui gol de tensiune este definită ca fiind diferența dintre tensiunea efectivă minimă în timpul golului de tensiune și tensiunea declarată. Variațiile de tensiune care nu reduc tensiunea de alimentare sub 90 % din tensiunea declarată Uc nu sunt considerate ca fiind goluri de tensiune.

Întreruperea alimentării – este situația în care tensiunea la bornele de alimentare este mai mică decât 1 % din tensiunea declarată, Uc. O întrerupere a alimentării poate fi clasificată astfel:

programată, când consumatorii sunt anunțați anterior pentru a permite executarea unor lucrări programate în rețeaua de distribuție,

accidentală, cauzată de defecte permanente (întreruperi de lungă durată) sau trecătoare (întreruperi de scurtă durată), în majoritate datorate unor evenimente externe, defectări de echipament sau interferențe.

Supratensiuni temporare de frecvență industrială – au o durată relativ mare, de regulă, de câteva perioade de frecvență industrială, și se datorează, în principal, manevrelor sau incidentelor, de exemplu în cazul deconectării unor scurtcircuite sau reducere bruscă a sarcinii.

Supratensiuni tranzitorii – sunt supratensiuni scurte oscilatorii sau neoscilatorii, amortizate rapid, cu o durată de câteva milisecunde, datorate trăsnetului sau unor comutații, de exemplu deconectarea unui curent inductiv.

Tensiunea armonică – o tensiune sinusoidală cu o frecvență egală cu un multiplu întreg al frecvenței fundamentale a tensiunii de alimentare. Tensiunile armonice pot fi evaluate:

individual, prin amplitudinea lor relativă Uh, raportată la tensiunea fundamentală U, unde h este ordinul armonicii;

global, de regulă prin factorul total de distorsiune armonică THDU, calculat utilizând expresia :

(2)

Tensiune interarmonică – este o tensiune sinusoidală cu frecvență între armonici, adică

frecvența nu este un multiplu întreg al fundamentalei.

Nesimetrie de tensiune – situația în care valorile efective ale tensiunilor de fază sau unghiurile dintre faze consecutive într-un sistem trifazat nu sunt egale.

6.1.2. Principalele recomandări ale EN 50160

EN 50160 dă principalii parametrii ai tensiunii și banda de abatere admisibilă în punctul comun de conectare al unui consumator conetat la rețele de distribuție publice de joasă tensiune (JT) și medie tensiune (MT), în condiții normale de funcționare.

În acest context, JT înseamnă că valoarea efectivă nominală a tensiunii între faze nu trebuie să depășească 1000 V și MT înseamnă că valoarea efectivă nominală a tensiunii între faze este între 1 kV și 35 kV.

Comparația dintre prevederile EN 50160 și cele ale standardelor de compatibilitate electromagnetică seria EN 61000, prezentate în tabelele din Anexa 7.1 și 2, arată diferențe semnificative ale diferiților parametri.

Există două motive principale pentru aceste diferențe:

a) Standardele de compatibilitate electromagnetică se referă la tensiunea distribuitorului, conform CEI 038, în timp ce EN 50160 se referă la tensiunea de alimentare. Diferența dintre aceste tensiuni se datorează căderilor de tensiune în instalații și perturbațiilor care provin din rețea și de la alte echipamente alimentate prin aceeași instalație. Datorită acestui fapt, în multe standarde din seria EN 61000 un parametru important este curentul echipamentului, în timp ce curentul de sarcină nu este relevant pentru EN 50160.

b) EN 50160 dă numai limite generale, care sunt tehnic și economic posibil să fie menținute de furnizor într-un sistem de distribuție publică. Când se cer condiții mai riguroase, trebuie negociată o înțelegere separată între furnizor și consumator.

Standardul EN 50160 având limitări suplimentare, nu se aplică în condiții anormale de funcționare, inclusiv următoarele condiții:

condiții care apar ca rezultat al unui defect sau a unor condiții temporare de alimentare;

în situația în care instalația sau echipamentul consumatorului nu este în conformitate cu standardele la care se referă sau nu satisface condițiile tehnice de racordare la sistemul electric de distribuție;

în situația în care o instalație de generare nu este în conformitate cu standardele la care se referă sau cu cerințele tehnice pentru racordare la sistemul electric de distribuție;

în situații excepționale care sunt în afara controlului furnizorului de energie electrică, în particular:

condiții atmosferice excepționale sau alte dezastre naturale;

interferența cu o terță parte;

acțiuni ale autorităților publice;

acțiuni ale industriei (este dependent de cerințele legale);

forța majoră;

limitări de putere rezultate din evenimente externe.

Totuși avantajul important al acestui standard constă în definirea parametrilor de tensiune importanți pentru calitatea energiei electrice și determinarea cantitativă a valorilor, care sunt punct de referință în evaluarea calității energiei electrice.

Standardul EN 50160 este transpus în legislația românească prin standardul SR EN 50160 și Norma tehnică energetică pentru limitarea fluctuațiilor de tensiune, inclusiv a efectului de flicker, în rețelele electrice de transport și de distribuție – NTE 012/14/00 elaborată de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

6.1.3. Standardul CEI 60038

Spre deosebire de EN 50160 Standardul CEI 60038 deosebește două tensiuni diferite în rețea și în instalații.

tensiunea de alimentare – este tensiunea între faze sau fază-neutru în punctul comun de conectare (PCC), adică în punctul principal de alimentare a instalației;

tensiunea de utilizare – este tensiunea între faze sau fază-neutru la priză sau borna echipamentului electric.

Prin urmare dacă EN 50160 ”favoriza” într-o anumită măsură furnizorul de energie electrică,
CEI 60038 este în mică măsură de partea consumatorului.

6.1.4. Metode de măsurare

Măsurarea și verificarea calității tensiunii de alimentare, conform EN 50160, necesită aparate și metode de măsurare specializate. Această reglementare face posibilă monitorizarea continuă, pe durata a 7 zile, a următorilor parametri:

tensiunea pe cele trei faze;

frecvența;

factorul de distorsiune armonic total al tensiunii THDV;

factorul de nesimetrie al tensiunii, care este raportul dintre componenta negativă și cea pozitivă a tensiunii;

variațiile rapide și lente ale tensiunii, care sunt definite ca factori de severitate de flicker de scurtă durată (Pst) și de lungă durată (Plt) (ecuația (1)).

măsurarea golurilor și întreruperilor de tensiune, frecvența și duratele lor

Parametrii măsurați sunt procesați și înregistrați pe segmente de 10 minute (1008 segmente în 7 zile). Pentru fiecare segment se calculează valoarea medie a parametrului măsurat. După perioada de înregistrare de 7 zile se întocmește o "curbă clasată" care reprezintă suma duratelor cu un anumit nivel de distorsiune în perioada în care s-a făcut monitorizarea. Pentru măsurători frecvente, durata fiecărui segment este 10 s.

6.2. IEC 60308 – CEI – 2005 – Turbine hidraulice – Testarea sistemelor de reglare

Standardul internațional CEI – IEC 60308 se ocupă de definiția și caracteristicile sistemelor de reglare al turbinelor hidraulice și constituie baza documentelor de licitație și a ofertelor tehnice.

Nu se limitează la sarcinile efective ale controlerului turbinei, ci include și alte sarcini care pot fi atribuite unui sistem de reglaj, cum ar fi de exemplu, sarcinile de reglaj al secvenței de pornire – oprire, al secvenței de încărcare – descărcare a sarcinii, în condiții de siguranță a turbinei, și asigurarea energiei de acționare. Testarea sistemelor de reglaj pentru turbine hidraulice poate îndeplini, în general, următoarele sarcini:

verificarea caracteristicilor sistemului conform caietului de sarcini al contractului;

verificarea funcționării generale corespunzătoare în atelier și / sau la fața locului;

teste pentru a dovedi îndeplinirea performanței și garanțiilor;

evaluarea stării actuale a unui sistem de reglaj existent în ceea ce privește problema reparării sau înlocuirii.

Acest standard acoperă următoarele sisteme ale turbinelor hidraulice:

regulatorul automat de viteză, puterea, deschiderea ventilelor de reglaj, nivelul apei și controlul debitului pentru toate tipurile de turbine;

dispozitive electronice, electrice și fluide;

dispozitivele de siguranță;

dispozitive de pornire, oprire etc.

Referințe normative. Standardul CEI – IEC 60308 menționează următoarele documente care sunt indispensabile pentru aplicarea acestui document:

IEC 60041: 1991, Teste de acceptare pe teren pentru determinarea performanțelor hidraulice ale turbinelor hidraulice, a pompelor de stocare și a turbinelor cu pompă IEC 60193: 1999, Turbine hidraulice, pompe de stocare și turbine cu pompă ;

IEC 60545, Ghid pentru punerea în funcțiune, funcționarea și întreținerea turbinelor hidraulice

IEC 61362: 1998, Ghid pentru specificarea sistemelor de control al turbinelor hidraulice;

IEC 61000-4-2, Compatibilitate electromagnetică (CEM) – Partea 4-2: Tehnici de încercare și măsurare – Test de imunitate la descărcarea electrostatică;

IEC 61000-4-3, Compatibilitate electromagnetică (CEM) – Partea 4-3: Tehnici de încercare și măsurare – Test de imunitate la câmp radiat, radio-frecvență, electromagnetic;

IEC 61000-4-6, Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 4-6: Tehnici de încercare și măsurare. Imunitate la perturbații induse de câmpuri de radiofrecvență

În România Standardul IEC 60308 – CEI – 2005 este foarte bine transpus în Procedura Operațională TEL-07.V OS – DN280, elaborată de Compania Națională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A.

6.3. REGULAMENTUL (UE) 2016/631 AL COMISIEI EUROPENE
din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de rețea privind cerințele pentru racordarea
la rețea a instalațiilor de generare

Regulamentul 631 / 2016 al Comisiei Europene instituie un cod de rețea care stabilește cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de producere a energiei electrice, respectiv a grupurilor generatoare sincrone, a modulelor generatoare ce alcătuiesc o centrală și a modulelor generatoare ce alcătuiesc o centrală electrică offshore, în sistemul interconectat european.

De asemenea, stabilește obligații pentru asigurarea faptului că operatorii de sistem utilizează adecvat capacitățile instalațiilor de producere a energiei electrice, într-un mod transparent și nediscriminatoriu care să asigure condiții de concurență echitabile pe întregul teritoriu al Uniunii.

Aplicarea Regulamentului 631 / 2016 al Comisiei Europene, în statele membre, entitățile competente și operatorii de sistem generează următoarele obligații:

să aplice principiile proporționalității și nediscriminării;

să asigure transparența;

să aplice principiul optimizării între eficiența generală maximă și cele mai scăzute costuri totale pentru toate părțile implicate;

să respecte responsabilitatea atribuită OTS relevant, în scopul asigurării securității sistemului, inclusiv în conformitate cu legislația națională;

să se consulte cu operatorii de distribuție relevanți și să țină cont de impactul potențial asupra sistemului lor;

să țină seama de standardele și specificațiile tehnice convenite la nivel european.

Spre deosebire de celelalte standarde și proceduri enumerate mai sus care făceau referire la aspecte tehnice ale instalației, Regulamentul 631 / 2016 al Comisiei Europene reunește aspectele tehnice și organizatorice legate de partea fizică a echipamentelor și obligațiile operatorilor ca persoană juridică posesoare a echipamentelor respective, ca participant la piața de energie și furnizor de servicii energetice.

Sunt reglementate și relațiile dintre operatorii transfrontalieri și obligațiile acestora ca participanți la piața comună de energie și la serviciul de sistem din zona sincronă din care fac parte. De asemenea este reglementat și setul minim de teste și procedurile de testare a grupurilor generatoare sincrone conectate la o rețea sincronă de utilitate publică.

CAPITOLUL VII. INTALAȚII CU TURBINE
CU GAZE PENTRU PRODUCERE DE ENERGIE

Instalația de turbină cu gaze (ITG) este o mașină termică care realizează conversia energiei chimice a combustibilului în energie mecanica, utilizând ca agent termic un gaz. Gazul utilizat în acest scop de către turbina LM 6000 Sprint este gazul metan compresat.

Ciclul termodinamic după care evoluează acest tip de turbină este ciclul Brayton, întâlnit în literatura de specialitate si sub denumirea de ciclu Joule. În figura 6.1.b) este prezentată în coordonate temperatură – entropie (T-s) forma ciclului Brayton teoretic, pentru care se disting următoarele transformări termodinamice:

1 – 2t compresie izentropă

2t – 3 încălzire izobară

3 – 4t destindere izentropă

4t – 1 răcire izobară

7.1. ITG în circuit deschis

Agentul de lucru se amestecă cu produsele de ardere la sursa caldă și apoi se destind împreună în turbină, pentru a fi ulterior eșapate în atmosferă.

Din punct de vedere termodinamic nu se poate vorbi în acest caz despre un ciclu termodinamic propriu-zis. Închiderea acestuia se realizează prin intermediul atmosferei, care reprezintă în același timp si sursa rece a ciclului. În mod exclusiv, la ITG în circuit deschis se utilizează ca agent termic aerul.

Fig. 7.1. ITG în circuit deschis. a) Schema de principiu; b) Reprezentarea procesului în coordonate T-s; K- compresor; CA – camera de ardere; TG – turbina cu gaze; FA – filtru de aer; FG – filtru de gaz; AZ – amortizor de zgomot; CR – cazan recuperator; GE – generator electric.

În figura 7.1.a) sunt prezentate schema de principiu pentru o ITG în circuit deschis și procesul real în coordonate T-s.

Modul de funcționare al unei ITG în circuit deschis poate fi descris astfel:

Aerul este aspirat de compresor prin intermediul unui filtru de aer (FA). Acesta are rolul de a opri eventualele impurități mecanice cu dimensiuni mai mari de 5 μm care ar conduce la degradarea paletajului compresorului și al turbinei.

După compresie, aerul pătrunde în camera de ardere unde se amestecă cu combustibilul. Aproximativ 16 ÷ 18 % din volumul aerului compresat este utilizat pentru ardere, iar restul este utilizat pentru a focaliza flacăra spre interiorul camerei de ardere și răcirea pereților camerei de ardere, respectiv a gazelor arse evacuate. Energia necesară compresiei aerului este furnizată de turbina cu gaze, compresorul și turbina cu gaze fiind dispuse pe aceeași linie de arbori.

Produsele de ardere ies din camera de ardere (CA) și se destind în turbina cu gaze producând lucru mecanic. O parte din lucrul mecanic produs este utilizat pentru antrenarea compresoarelor de aer (3÷5 %), iar cealaltă parte este transmisă prin intermediul unui reductor de turație către generatorul electric.

Gazele de ardere de la ieșirea din turbină, sunt eșapate prin intermediul unui amortizor de zgomot cu rolul de a reduce poluarea fonică, și pătrund în cazanul recuperator de căldură la o temperatură de 460 ÷465⁰ C. O parte din energia termică este recuperată din gazele de ardere sub formă de apă supraîncălzită. Energia termică recuperată este de aproximativ 50 Gcal la o sarcină electrică de 46 MW.

Pentru a proteja turbina cu gaze contra fenomenului de eroziune, gazele de ardere provenite din CA trebuie sa fie deosebit de curate din punct de vedere al conținutului de pulberi. Din acest motiv inclusiv gazul metan compresat trece printr-un filtru de impurități (FG).

7.2 Parametrii caracteristici de proiect ai ciclului ITG

Principalii parametrii care caracterizează ciclul termodinamic ce stă la baza funcționării ITG sunt:

Temperatura înainte de turbina cu gaze (T3 );

Raportul de compresie:

Acești doi parametrii sunt utilizați, în general, de furnizorii de ITG în cataloagele de prezentare a produselor proprii.

În ceea ce privește efectul variației temperaturi T3 si a raportului de compresie asupra performantelor nominale ale ITG se cunosc următoarele elemente:

Creșterea temperaturi T3 conduce în mod nemijlocit la creșterea randamentului și puterii ITG.

Există o valoare a raportului de compresie pentru care randamentul ITG devine maxim , în ipoteza că temperatura gazelor arse este constantă: T3 = const;

Există o valoare a raportului de compresie pentru care puterea ITG devine maximă, în condițiile în care temperatura T3 și debitul de aer aspirat de compresor rămân constante.

Întotdeauna este valabilă relația:

Turbina cu gaze LM 6000 Sprint, de la General Electric este o unitate staționară de tip aeroderivativ, din familia de turboreactoare CF6.

Proiectarea acestui tip de instalație are la bază concepția de realizare a motorului de aviație tip Boeing CF6-80C2, folosit la propulsarea diferitelor aeronave comerciale cu fuselaj de mari dimensiuni, inclusiv a modelului Boeing 747-400.

Principala cerință ce trebuie îndeplinită este realizarea unui consum specific de combustibil cât mai redus, pentru a limita cantitatea de carburant care trebuie transportată.

Pentru a îndeplini această cerință este necesară obținerea unui randament cât mai ridicat, deci pentru dimensionare se utilizează .

Turbina cu gaze de tip "aeroderivativ" LM 6000 Sprint produsă de firma General Electric se caracterizează prin dispunerea elementelor principale pe trei linii de arbori:

Compresorul de joasa presiune (KJP) este antrenat de turbina de joasă presiune (TGJP).

Compresorul de înalta presiune (KIP) este antrenat de turbina de înalta presiune (TGIP).

Generatorul electric este antrenat de turbina de putere (TGP), la rândul ei cuplată gazodinamic la TGJP.

Pentru transformarea motorului de aviație CF6-80C2 în LM6000 s-au efectuat următoarele modificări:

S-a îndepărtat ventilatorul frontal și s-au adăugat palete de ghidare a aerului la admisie;

S-a folosit compresorul de aer de joasă presiune de la modelul CF6-50 utilizat la turbinele LM 5000 pentru prima treaptă de compresie;

Au fost făcute modificări asupra cadrului frontal și al celui posterior;

Au fost adăugați arbori de ieșire în partea frontală a compresorului de joasă presiune LPC și în partea posterioară a corpului de joasă presiune a turbinei LPT;

A fost adăugat lagărul 7R;

A fost adăugat sistemul industrial de alimentare cu combustibil;

A fost adăugat un disc de echilibrare la a turbina de joasă presiune LPT;

A fost adăugat sistemul de control hidraulic pentru geometrie variabilă a palelor.

Fig. 7.2. Instalație de turbina cu gaze de tip LM 6000 Sprint (Sursa: General Electric)

Componentele principale ale motorului sunt secțiunea de compresie, secțiunea de combustie și turbina. Turbina este cuplată mecanic prin linii de arbori de antrenare concentrici la compresoarele de aer respectiv la sarcina antrenată.

Ansamblul format din compresoarele de aer, camera de combustie și turbină sunt numite nucleul motorului, toate turbinele cu gaz au aceste componente. Având în vedere că la ieșirea nucleului sunt generate gaze de evacuare fierbinți, nucleul motorului este denumit și generator de gaze (GG).

Datorită puterii ridicate și eficienței termice ridicate, motoarele cu turbină cu gaz sunt utilizate într-o mare varietate de aplicații care nu au legătură cu industria aeronautică.
De exemplu conectarea arborelui principal (sau turbinei de putere) a motorului la un generator electric va genera energie electrică. LM 6000 Sprint este proiectată pentru generatoare electrice cu frecvența nominală de 60 Hz (turația nominală a arborelui principal este de 3600 rot/min), iar pentru frecvența nominală de 50 Hz este cuplată la generator prin intermediul unui reductor de turație cu raport de transmisie de 1,20.

7.3. GENERATORUL ELECTRIC

Generatorul de energie electrică furnizat în pachetele GE Energy Products cu motoare LM6000 este de 50 MW în condiții ideale. Motorul LM 6000 Sprint produce aproximativ 49 MW, dar factorii atmosferici ca temperatura și umiditatea aerului au o influență mare datorită volumului foarte mare de aer compresat utilizat. Factorul limitator pentru producția de peste 50 MW este motorul LM6000. Generatorul electric este evaluat pentru 60,5 MW, la o tensiune la borne de 13,8 Kv pentru frecvențe de 60 Hz, iar pentru sisteme cu frecvența de 50 Hz este evaluat la 56 MW cu o tensiune la borne de 11,5 kV.

Generatorul este supradimensionat pentru a oferi marje suplimentare de siguranță și pentru a oferi îmbunătățiri viitoare de creștere a puterii dezvoltate pentru motor. Generatorul este instalat într-o incintă izolată, sub presiune, pentru a împiedica scurgerea gazelor explozive din compartimentul motorului în compartimentul generatorului, unde este posibilă aprinderea acestora. De asemenea, incinta asigură aerul filtrat pentru răcirea generatorului.

Caracteristicile generatorului sunt: trifazat cu excitator fără perii, cu doi poli, cu sistem de răcire cu aer cu circuit deschis. Rotorul are o greutate de 12 tone si este susținut de două lagăre cilindrice hidrodinamice, căptușite cu metal antifricțiune. Aceste lagăre necesită ungere continuă în timpul funcționării. Ungerea lagărelor este asigurată de un sistem de două pompe de ulei alimentate în curent alternativ iar pentru situații de urgentă este asigurată de o pompă de ulei alimentată în curent continuu. Greutatea brută a generatorului asamblat este de aproximativ 92 de tone.

7.3.1. Sistemul de excitație

Ansamblul excitator – diode. Ansamblul excitatorului este compus dintr-un generator cu magneți permanenți (PMG), statorul și rotorul excitatorului și o punte de redresare rotativă cu diode. Aceste componente sunt instalate la capătul opus cuplajului, pe arborele generatorului. Statorul PMG este compus dintr-o înfășurare monofazată montată pe un miez din tole. Doisprezece magneți permanenți sunt montați pe interiorul statorului, în jurul rotorului. Tensiunea CA de ieșire a generatorului PMG este redresată și controlată de un regulator de tensiune automat modular (MAVR).

Generatorul cu magneți permanenți (PMG) – Câmpul magnetic generat de 16 magneți permanenți montați pe arbore traversează înfășurările statorului și creează tensiunea alternativă auxiliară necesară pentru excitație.

Statorul excitatorului – Curentul continuu de excitație (cc) circulă prin înfășurările fixe ale statorului excitatorului și produce un câmp magnetic în jurul acestora. Înfășurările rotorului excitatorului trec prin acest câmp magnetic și astfel apare o tensiune electromotoare în înfășurările rotative. Statorul excitatorului, primește tensiune în curent continuu de la ieșirea regulatorului MAVR, este montat în jurul rotorului excitatorului. Acesta constă într-un inel staționar care susține polii statorului și asigură calea de circulație pentru fluxul magnetic dintre doi poli adiacenți. Înfășurările statorului sunt conectate în serie în jurul polilor din tole.

Rotorul excitatorului – În înfășurările rotorului excitatorului apare o tensiune electromotoare atunci când traversează câmpul magnetic al înfășurărilor statorului excitatorului. Această tensiune este redresată de un grup diode, furnizând curent continuu pentru alimentarea înfășurărilor rotorului generatorului. Rotorul excitatorului este construit din tole perforate și încorporează înfășurările trifazate, impregnate cu rășină. Un ansamblu rotativ de diode redresează tensiunea alternativă indusă în rotorul excitatorului.

Diodele rotative – Trei grupuri de diode rectifică tensiunea alternativă indusă în înfășurările rotorului excitatorului și produc curent continuu pentru a alimenta înfășurările principale ale rotorului.

Cablarea diodelor excitatorului. Redresorul este o punte trifazată bialternanță, cu diode montate în paralel, fiecare fiind protejată de o siguranță fuzibilă, montată pe spatele ansamblului de diode. Configurația redundantă a diodelor permite excitatorului să suporte valoarea completă curentului de excitație, chiar dacă jumătate din diode sunt defecte.

Având în vedere că diodele au doar două moduri de defectare (scurtcircuit sau circuit deschis), siguranțele fuzibile asigură protecția la supracurent și permit continuarea funcționării cu excepția cazului în care există două siguranțe fuzibile arse pe aceeași în oricare dintre cele șase ramuri ale redresorului. Un emițător radio, alimentat de la tensiunea CC de ieșire a redresorului, își întrerupe emisia în cazul în care apare un defect de legare la pământ a rotorului. Un receptor radio staționar generează o alarmă în cazul în care semnalul emițătorului se întrerupe. Detectarea defectării diodelor se realizează prin măsurarea riplului câmpului excitatorului, cauzat de sarcina dezechilibrată

7.3.2. Detectarea defectării diodelor

Douăsprezece diode, fiecare fiind protejată de o siguranță fuzibilă conectată în serie, sunt montate în perechi (două diode în paralel) într-o punte trifazată. Șase diode au baze pozitive și sunt montate pe un radiator de căldură, iar celelalte șase au baze negative și sunt montate pe celălalt radiator. Riscul de defectare a unei diode este foarte mic. Totuși, dacă o diodă este străpunsă, apare un curent de retur foarte mare, care este întrerupt de siguranța fuzibilă. Dioda adiacentă și siguranța fuzibilă asociată acesteia vor trebui să preia curentul care era anterior distribuit pe cele două diode în paralel. Fiecare cale este proiectată cu suficientă marjă pentru a putea suporta în mod continuu acest curent. Astfel, generatorul va continua să funcționeze ca și cum nu s-ar fi întâmplat nimic.

7.4. Echipamente auxiliare montate pe platformă

Instalările uzuale includ o platformă cu echipamente auxiliare care conține următoarele elemente:

Rezervor de ulei sintetic, filtru dublu cu recuperare, schimbătoare de căldură
ulei – lichid de răcire;

Sistem de pornire electrohidraulic;

Sistem de spălare cu apă online/offline (inclusiv filtru de aer pentru instrumente);

Sistem SPRINT ;

Filtre pentru gaz combustibil;

Sistem de stingere a incendiilor (cilindri CO2)

Ansamblul LM6000 GTG Sprint include următoarele echipamente montate în camera de comandă a turbinei:

un panou de comandă și control al generatorului și turbinei (TCP);

un sistem digital de protecție cu relee;

un dulap de comandă a motorului de 480 Vcc pentru lansarea turbinei (MCC)

sisteme cu baterii de 24 și 125 Vcc, inclusiv stative și sistemul de încărcare – supraveghere pentru baterii.

CAPITOLUL VIII. TESTE DE PERFORMANȚĂ
EFECTUATE LA TURBOGENERATORUL TG 6
DIN SURSA CET ORADEA

Testele de performanță au fost efectuate cu ocazia punerii în funcțiune în funcțiune a unui grup nou format din turbină cu gaze cu putere de 50 MW cu recuperarea de căldurii din gazele de ardere printr-un cazan recuperator.

Prin instalarea unitarii GE LM6000 PF Sprint, cu funcționare pe baza de gaze naturale, ca parte a unui plan general de modernizare, eficiența centralei va ajunge la 92% și nivelul emisiilor de noxe se va încadra în cerințele de mediu, punând astfel bazele unui sistem de încălzire urbană mai eficient.

Modelul LM 6000-PF certificat ecomagination de la General Electric este caracterizat de eficiența înaltă, foarte bun consum de combustibil gazos și flexibilitate privind combustibilul folosit, dar si emisii și consum de apă reduse pentru ambele segmente de 50 și 60 Hz, asigurând totodată atingerea capacitații maxime de producție in doar 15 minute.

Modelul LM6000-PF de la General Electric este lider în industrie în gama de puteri de 35 – 60 MW. Având cea mai mare fiabilitate (peste 99%) și disponibilitate (peste 97%) din gama sa, modelul LM6000-PF asigură o mare eficiență a combustibilului, flexibilitate operațională versatilă și tehnologie consacrată pentru emisii scăzute uscate (DLE), care poate garanta scăderea emisiilor de Nox până la 15 ppm.

Creșterea eficienței permite un consum de combustibil pe unitate de energie produsă mai redus decât în cazul tehnologiei concurente, generând economii de costuri cu combustibilul și scăderea emisiilor de Nox si C02 pentru operatorii de turbine.

8.1. Date tehnice pentru TG 6 – CET Oradea (grup alcătuit din turbina cu gaze și recuperare de căldură de 50 MW)

Tabelul 8.1 Date tehnice generator

8.2. Schema termomecanică simplificată – scurtă descriere

În schema termomecanică simplificată sunt reprezentate principalele componente ale instalației noi de la Sursa CET Oradea:

turbina cu gaze și generatorul acesteia

cazanul recuperator al turbinei cu gaze

compresoarele de gaze naturale aferente turbinei cu gaze

cazanele de apă fierbinte de 100 Gcal/h

cazanele de abur utilitar

degazoarele pentru apă alimentare cazane abur și pentru apa adaos termoficare

pompele de termoficare

SRM gaze naturale

acumulatorul de căldură și pompele sale

Instalația nouă este conectată în paralel cu instalația actuală a CET Oradea la conductele de tur general respectiv retur general de termoficare urbană Oradea.

Livrarea căldurii. Instalația nouă poate livra căldură după cum urmează:

În regim de iarnă – bază : din turbina cu gaze și cazanul recuperator direct în rețeaua de termoficare

În regim de iarna – vârf: din cazanele de apă fierbinte, livrare adăugată la apa fierbinte livrată de cazanul recuperator al turbinei cu gaze

În regim de primăvară – vară, toamna : din acumulatorul de căldură

Acumulatorul de căldură si rolul său. Acumulatorul de căldură este un recipient metalic atmosferic de 9500 m3 în care se poate stoca apă fierbinte la o temperatură aproape de punctul de fierbere. Pentru acumulatorul de căldură construit la Sursa CET Oradea temperatura maximă de stocare este de 97 °C.

Acumulatorul este construit pentru a lucra împreună cu cazanul recuperator de la turbina cu gaze în perioade de consum redus de energie termică (vară). Apa rece din acumulator se încălzește în cazanul recuperator al turbinei cu gaze în faza de acumulare căldură. În faza de consum al căldurii apa caldă din acumulator este trimisă în turul rețelei de termoficare și concomitent din returul rețelei de termificare se scoate apa rece pentru a fi introdusă în acumulator. Astfel căldura acumulată este trimisă în rețea, după care fazele de acumulare și eliberare de căldură se repetă. Introducerea și scoaterea apei fierbinți din acumulator se face cu pompe cu buclă de reglaj automat dedicat, altele decât pompele rețelei de termoficare.

Este foarte important ca turbina cu gaze să lucreze la sarcina maximă, pentru că atunci eficienta ei este maximă și procentul de Nox din gazele arse eliberate în atmosferă este mai scăzut . Un factor important din punct de vedere economic este ca încărcarea acumulatorului să se facă la sarcina maximă a turbinei cu gaze, din rațiuni de maximizare a eficientei acesteia.

Volumul de apa este stabilit astfel încât turbina cu gaze și recuperatorul să poată lucra la sarcină maximă pe perioada de umplere a acumulatorului timp de mai multe ore, mai precis
8 – 10 ore în funcție de consumul de energie termică din rețeaua de termoficare.

Așadar, în calculele de funcționare și de eficiență ale centralei turbina cu gaze va fi programată să funcționeze pe cât posibil mai mult la sarcina maximă:

În regim de iarnă cu recuperatorul conectat la rețea de termoficare în funcționare continuă;

În regim de primăvară – vară – toamnă cu recuperatorul conectat la acumulator și cu funcționare intermitentă.

8.3. Măsura energiei

Schema termomecanică simplificată pune în evidenta următoarele puncte de măsură a energiei intrate și ieșite din centrală:

Măsura cantității de gaze naturale intrate în centrală prin Stația de Reducere Măsurare (SRM), ce se face pe patru linii de măsura, trei linii DN250 si o linie DN 100, (notate Qg1.1, Qg1.1, Qg1.2, Qg1.3, Qg1.4);

Măsura cantității de gaze naturale consumată de turbina cu gaze, este efectuată cu un debitmetru masic tip Coriolis, de precizie mare, notat Qg2;

Măsura cantității de gaze naturale consumată de cazanele de abur – Qg3;

Măsura energiei termice livrate de turbina cu gaze cu recuperare de căldură QET 1

Măsura energiei termice livrate de cazanele de apă fierbinte din centrală
(CAF) – QET2

Măsura energiei termice livrată de centrala nouă – QET3

Măsura energiei termice introduse cu apa de adaos – QET 4

Sunt marcate și punctele de măsură a temperaturii necesare contorizării energiei termice, aceste puncte de măsură compun un sistem complet în care poate fi determinată căldura și eficienta producerii căldurii în cogenerare sau separat.

În toate cazurile, căldura produsă în cogenerare poate fi determinată ca diferență:

Qcg = QET3 – QET2 – QET4

În cazul în care grupul de cogenerare debitează direct în rețea și nu prin acumulator, căldura produsă în cogenerare poate fi măsurată și direct prin QET1.

Producția de energie electrica și consumul intern pot fi determinate cu contoarele din schema electrică monofilară.

Consumul de gaze naturale este departajat intre unitățile de cogenerare și de producere separată astfel:

Consumul de gaze CAF : Qg1=(Qg1.1+Qg1.2+Qg1.3+Qg1.4) – Qg2- Qg3

Unde Qg3 este consumul de gaze al cazanelor de abur saturat;

Consumul de gaze pe unitatea de cogenerare : Qg2.

Acest contor este masic. Pentru determinarea consumului volumic normalizat, indicația se împarte la densitatea gazelor, pentru metan 0,716 kg/Nmc. Pentru livrările curente de gaze densitatea se găsește în buletinele de analiză de la furnizor.

8.4. Probe parțiale (de casă)

În perioada 24.05. – 26.05.2016 au fost efectuate teste parțiale de performanță pentru grupul TG 6 – Sursa CET Oradea alcătuit din turbina cu gaze cu recuperare de căldură de 50 MW, tip: GE LM6000 PF Sprint.

Pentru efectuarea probelor s-a redactat un "Program de probe" care a fost trimis de beneficiar spre aprobare la Dispecerul Energetic Național, program care a fost aprobat și este anexat în lucrare.

Programul de probe a fost întocmit în baza temei din Programul de punere în funcțiune și testare a TG6, din Sursa CET Oradea, si a precizărilor Dispecerului Energetic Național privind procedura de efectuare a acestora.

În timpul probelor s-au înregistrat cu mijloacele proprii ale executantului probei următoarele mărimi:

Puterea activă măsurată la bornele generatorului.

Puterea reactivă măsurată la bornele generatorului.

Tensiunea

Frecventa

Toate aceste mărimi au fost achiziționate la interval de 0.5 secunde.

Mărimile de consemn putere reactivă Q și frecvența f. au fost setate și simulate de către beneficiar și au fost configurate ca ieșiri analogice în gama 4…20 mA. De asemenea, tot sub forma unui semnal analogic în gama 4….20 mA, a fost înregistrat și debitul de gaze naturale la intrarea în turbină.

Probele au urmărit comportarea grupului în reglaj primar conform procedurii
TEL – 07.V OS – DN 280 – Funcționarea grupurilor hidroelectrice și termoelectrice in reglaj primar.

Probele s-au desfășurat în conformitate cu standardele CEI 60308, CEI 61362 și a procedurii TEL – 07.V OS – DN 280 (Funcționarea grupurilor hidroelectrice si termoelectrice in reglaj primar).

Probele au urmărit:

Determinarea plajei de putere în care este activ reglajul primar la Pminim la o treaptă de frecvență de +/-200mHz.

Determinarea plajei de putere în care este activ reglajul primar la Pmaxim la o treaptă de frecvență de +/-200mHz.

Determinarea puterii mobilizate, a timpului de mobilizare și a statismului permanent pentru două valori de statism.

Determinarea timpului de menținere a rezervei de reglaj primar mobilizat la două valori de statism și un palier de putere intermediar.

Insensibilitate la o singură valoare de statism.

Comportarea grupului la pornire este prezentată în diagrama nr. 01 si 02.

Din aceste diagrame rezultă timpul scurs din momentul intrării în turație și până la conectarea în regim sincron la rețea (cu regulatorul automat de turație (RAT) în regim automat și sincronizarea automată în funcțiune) toate procesele fiind în regim automat.

Timpul stabilit este de ts = 240 secunde.

Pentru determinarea plajei de putere în care este activ reglajul primar, frecvența sistemului a fost înlocuită cu o frecvență simulată fixă cu care s-au efectuat trepte de +/- 200mHz în jurul frecventei de 50 Hz cu praguri de putere minimă (15 MW) și maximă (40MW) dispusă de Dispecerul National, calculate, la o valoare de statism de 5,4 și de 10%, în regim de reglaj frecvență – putere.

Pe diagrame s-au înscris:

rezerva de reglaj calculată;

rezerva de reglaj măsurată;

statismul permanent calculat pentru treapta de 200 mHz.

Pentru determinarea timpului de mobilizare a rezervei de reglaj primar s-au prelucrat detalii de 120 secunde din înregistrările de mai sus. Detaliile s-au făcut numai la aplicarea treptei de frecvență, timpii de mobilizare fiind înscriși direct pe diagrame.

Rezultatele obținute sunt prezentate centralizat în tabelul 8.2.

Tabelul 8.2. Verificarea statismului la două valori de putere activă

Unde :

; Pn= 46MW cu ∆P si ∆f măsurate pe diagrame.

Diagramele numărul 03 ÷ 12 si nr. 15 ÷ 24 conțin înregistrările treptelor de frecvență și detaliile de trepte.

Timpul de mobilizare al reglajului primar a fost apreciat ca durată măsurată de la aplicarea treptei de frecvență și până ce mărimea reglată atinge 95% din valoarea teoretică finală. Așa cum se observă în toate diagramele de detaliu, răspunsul mărimii reglate (P) este aperiodic, fără suprareglaj.

Intr-o primă aproximație putem considera acest răspuns ca răspunsul unui sistem de ordinul unu, durata regimului tranzitoriu până la 95% fiind egal cu 3 constante de timp.

Pentru determinarea insensibilității la variația frecventei UCTE recomandă modificarea frecventei care simulează sistemul în trepte de 10 mHz în jurul frecvenței de 50Hz până ce se constată modificarea mărimii reglate (deschidere sau putere). Aceste trepte de frecvență s-au efectuat la un singur palier de putere și la un statism de 5.4% în regim de funcționare frecvență – putere. S-au simulat câte șase trepte descrescătoare, comportarea grupului fiind evidențiata în diagramele 27 si 28 (reglaj frecvență – putere f/P).

Se constată că atât deschiderea cât și puterea se modifică pentru o variație a frecventei mai mică de 10mHz.

Pentru determinarea statismului permanent și implicit, și a zonei de insensibilitate conform CEI 60308 și a procedurii elaborate de către Unitatea Operativă a Dispecerului Energetic Național (UNO – DEN) s-au simulat trepte de 50 mHz în intervalul 50 – 49.8 – 50 – 50.2 – 50 Hz la un singur palier de putere, pentru două valori de statism (5.4% și 10%).

Pentru fiecare palier de frecvență s-au calculat valorile medii, în regim stabilizat ale mărimii reglate. Cu aceste valori s-a trasat în coordonate x-y caracteristica
frecvență – putere. Pe fiecare caracteristica x-y s-a marcat ecartul maxim de frecvență pentru care mărimea reglată nu se modifică. Prin introducerea în graficul obținut și a ecuației care aproximează liniar curba obținută s-a calculat valoarea medie a statismului permanent.

Caracteristicile obținute sunt prezentate in diagramele 13 – 14 și 25 – 26 iar rezultatele obținute sunt prezentate în tabelul următor.

Tabelul 8.3. Determinarea statismului permanent, implicit, și a zonei de insensibilitate conform CEI 60308

Determinarea statismului s-a făcut cu formula (rezultată din formulele 4.2 și 4.7):

(1)

Eroarea de stabilire a statismului s-a calculat cu formula:

(2)

Atât eroarea de stabilire a statismului (< 5.4%) cât și insensibilitatea regulatorului la variația frecventei () se încadrează in limitele impuse prin normele menționate anterior.

În concluzie se apreciază că rezultatele probelor sunt concludente pentru calificarea grupului în regim de reglaj primar.

BIBLIOGRAFIE

Pătrășcoiu S. Stabilitatea sistemelor electroenergetice. Abordări clasice și moderne, București 2002, ISBN 973-652-208-3

L.G. Mănescu. Rețele electrice de transport. Regimuri de funcționare, Editura Universitaria, Craiova 1999

1. S.C. Transelectrica S.A. Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport – Revizia I, aprobat prin Ordin al președintelui ANRE nr. 20/ 27.08.2004;

2. S.C. Transelectrica S.A – Procedura Operațională – Verificarea funcționării grupurilor hidroelectrice si termoelectrice în reglaj primar, cod TEL – 07.V OS – DN 280 10;

3. S.C. Transelectrica S.A. – Procedura operațională – Calificarea producătorilor interni ca furnizori de servicii tehnologice de sistem, cod TEL – 07 VOS DN/154;

4. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei – Ordinul 74 / 2013 – Procedură privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe și verificarea conformității tehnice a centralelor electrice și fotovoltaice;

5. European Network of Transmission System Operators for Electricity – Handbook Policy 1

6. Comisia Europeană – Regulamentul (CE) 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de rețea privind cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de generare

7. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei – Norma tehnică Condiții tehnice de racordare la rețelele electrice de interes public pentru generatoare sincrone (punere în aplicare a Regulamentului (CE) 2016/631 al Comisiei Europene)

8. SR EN 50160 : 2007 – Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice

9. CEI 60308 : 1970 (2005) – Codul internațional de verificare a regulatoarelor automate de viteză pentru turbine hidroenergetice (International code for testing of speed governing system for hydraulic turbines);

10. CEI 61362 – Ghid privind specificarea sistemelor de control la turbinele hidraulice (Guide to specification of hydraulic turbine control systems);

11. CEI 1064 – Teste de acceptanță pentru regulatoare automate de viteză ale turbinelor cu abur (Acceptance tests for steam turbine speed control systems);

12. CEI 61000-4-1:1992 – Compatibilitate electromagnetică (CEM) – partea a patra: tehnici de verificare și măsură: secțiunea unu: Generalități asupra aparatelor de control și măsură a armonicilor și interarmonicilor pentru rețelele de alimentare cu energie electrică și echipamentele conectate la acestea. (Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 4-7: Testing and measurement techniques-General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment connected).

ANEXE

Anexa 2. Probe efectuate in conformitate cu prevederile Ordinului ANRE 74 / 2013:

Verificarea reglajului de putere activa;

Verificarea implementării reglajului de putere reactiva;

Verificarea implementării reglajului de tensiune la bornele generatorului;

Ridicarea diagramelor P-Q la nivelul TG 6 /Racord 110 kV CET Oradea;

Verificarea schimbului de date TG 6 -EMS SCADA (Tabel Conformitate);

Aruncare de sarcina cu rămânere pe servicii proprii,

2.4.5.Verificarea schimbului de date TG 6 -EMS SCADA (Tabel Conformitate).

Acest set de teste a fost realizat în scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.10 din Ordinul ANRE 74/2013.

În vederea evaluării monitorizării corecte de către Dispecerul Energetic Timișoara a parametrilor de stare a TG 6 CET Oradea s-au efectuat următoarele verificări împreună cu dispecerul de tură:

Celula măsură 110 kV;

Putere activa neta [MW] – citire corectă;

Putere reactivă netă [MVAr]- citire corecta ;

Tensiune [kV] – citire corectă ;

Frecventa sistem [Hz] – citire corectă;

Poziție întreruptor 110 kV – citire corectă ;

Celula de măsură 11.5 kV – citire corectă ;

Putere activă brută [MW]- citire corectă ;

Putere reactivă brută [MVAr] – citire corectă.

2.4.1.Verificarea reglajului de putere activă .

Acest set de teste a fost realizat în scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.4 din Ordinul ANRE 74 / 2013.

Diagrama nr.0l – Verificarea reglajului de putere activă – Grafic general

Diagrama nr. 1 CET Oradea – TG 6 Verificarea reglajului de putere activă în domeniul 10 MW – 30 MW. Putere netă – Grafic general

Înregistrări efectuate.

Se înregistrează evoluția în timp a debitului de gaze și a puterii produse la bornele generatorului.

Diagrama nr.02 – Verificarea reglajului de putere activă – Detaliu 1

Diagrama nr. 2. CET Oradea – TG 6 Verificarea reglajului de putere activă în domeniul 10 MW – 30 MW. Putere netă – Detaliu 1, încărcare de putere activă.

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a debitului de gaze și a puterii produse la bornele generatorului.

Diagrama nr.03 – Verificarea reglajului de putere activă – Detaliu 2

Diagrama nr. 3. CET Oradea – TG 6 Verificarea reglajului de putere activă în domeniul 10 MW – 30 MW. Putere netă – Detaliu 2, descărcare de putere activă.

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a debitului de gaze și a puterii produse la bornele generatorului.

2.4.2.Verificarea reglajului de putere reactivă .

Acest set de teste a fost realizat în scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.5 din Ordinul ANRE 74 / 2013.

Diagrama nr.04 – Verificarea reglajului de putere reactivă – Grafic general

Diagrama nr. 4. Grafic general pentru modificarea consemnului de putere reactivă în domeniul (– 5; + 5) MWAr.

Înregistrări efectuate.

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului.

Diagrama nr.05 – Verificarea reglajului de putere reactivă – Detaliu 1

Diagrama nr. 5. CET Oradea – TG 6. Verificarea reglajului de putere reactivă. Detaliu 1 la încărcare de putere reactivă.

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului.

Diagrama nr.06 – Verificarea reglajului de putere activă – Detaliu 2

Diagrama nr. 6. CET Oradea – TG 6. Verificarea reglajului de putere reactivă. Detaliu 2 la descărcare de putere reactivă.

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului.

2.4.3. Verificarea implementării reglajului de tensiune la bornele generatorului

Acest set de probe a fost realizat în scopul verificării conformității turbogeneratorului TG 6, CET Oradea cu prevederile articolului 4.6 din Ordinul A.N.R.E. 74 / 2013.

Diagrama nr. 07. – Verificarea reglajului de tensiune – Grafic general

Diagrama nr. 07. Modificarea consemnului de tensiune la bornele generatorului în domeniul 11,3 kV – 11,73 kV prin trepte de 0,2 kV

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului

2.4.3. Verificarea implementării reglajului de tensiune la bornele generatorului

Diagrama nr. 08. Verificarea implementării reglajului de tensiune la bornele generatorului. Detaliu 1

Diagrama nr. 08. Modificarea consemnului de tensiune la bornele generatorului în domeniul 11,3 kV – 11,73 kV prin trepte de 0,2 kV. Detaliu 1.

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului

Diagrama nr. 09. Verificarea implementării reglajului de tensiune la bornele generatorului. Detaliu 2

Diagrama nr. 09. Modificarea consemnului de tensiune la bornele generatorului în domeniul 11,3 kV – 11,73 kV prin trepte de 0,2 kV. Detaliu 2

Înregistrări efectuate

Se înregistrează evoluția în timp a puterii reactive și a tensiunii la bornele generatorului

2. 4.4 . Ridicarea diagramelor P-Q la nivelul turbogeneratorului TG 6 / Racord 110 kV CET Oradea

Acest set de teste a fost realizat cu scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.5.3 din Ordinul A.N.R.E. 74 / 2013.

Diagrama nr. 10. – Ridicarea diagramei P – Q reale la nivelul TG 6.

Diagrama P – Q la nivelul TG 6 în domeniul de putere activă 0 ÷ 45 MW

Tabelul ASD. Valorile rezultate la ridicarea diagramelor P-Q la nivelul turbogeneratorului TG 6

2. 4.4 . Ridicarea diagramelor P-Q la nivelul IT, 110 kV CET Oradea

Acest set de teste a fost realizat cu scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.5.3 din Ordinul A.N.R.E. 74 / 2013.

Diagrama nr. 11. – Ridicarea diagramei P – Q reale la nivelul IT 110 kV.

Diagrama P – Q la nivelul IT 110 kV în domeniul de putere activă 0 ÷ 45 MW

Tabelul ASD. Valorile rezultate la ridicarea diagramelor P-Q la nivelul IT 110 kV

2.4.6.Aruncare de sarcină cu rămânere pe servicii proprii

Acest set de teste a fost realizat în scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.9 , Art. 12(1) din Ordinul A.N.R.E. 74/2013.

Diagrama nr.12 – Comportamentul TG 6 la deconectarea cu sarcină / reconectarea întreruptorului de medie tensiune 11,5 kV,

Înregistrări

Se înregistrează evoluția in timp a puterii reactive si a tensiunii la bornele generatorului.

2.4.5.Verificarea schimbului de date TG 6 -EMS SCADA (Tabel Conformitate).

Acest set de teste a fost realizat în scopul verificării conformității TG 6 CET Oradea cu prevederile articolului 4.10 din Ordinul ANRE 74/2013.

În vederea evaluării monitorizării corecte de către Dispecerul Energetic Timișoara a parametrilor de stare a TG 6 CET Oradea s-au efectuat următoarele verificări împreună cu dispecerul de tură:

Celula măsură 110 kV;

Putere activa neta [MW] – citire corectă;

Putere reactivă netă [MVAr]- citire corecta ;

Tensiune [kV] – citire corectă ;

Frecventa sistem [Hz] – citire corectă;

Poziție întreruptor 110 kV – citire corectă ;

Celula de măsură 11.5 kV – citire corectă ;

Putere activă brută [MW]- citire corectă ;

Putere reactivă brută [MVAr] – citire corectă.

Diagrama P – Q de exploatare a turbinei cu gaz LM 6000 Sprint
funcție de temperatura mediului

Schema tehnologică simplificată a circuitului de recuperare a căldurii de la turbina cu gaze – Sursa CET Oradea

Schema tehnologică simplificată cazan recuperator de căldură, turbina cu gaze – Sursa CET Oradea