Programul Opera țional Sectorial pentru Dezvoltarea Resurselor Uman e 2007 – 2013 Proiect POSDRU/107/1.5/S/76903 – Formarea viitorilor… [622512]

FONDUL SOCIAL EUROPEAN
Investe ște în oameni!
Programul Opera țional Sectorial pentru Dezvoltarea Resurselor Uman e 2007 – 2013
Proiect POSDRU/107/1.5/S/76903 – Formarea viitorilor cercetatori-experti prin progra me de burse doctorale (EXPERT)

UNIVERSITATEA POLITEHNICA DIN BUCURE ȘTI

Facultatea de Energetic ă
Departamentul Sisteme Electroenergetice

RREEZZUUMMAATT
TTEEZZĂĂ DDEE DDOOCCTTOORRAATT

Managementul congestiilor în sistemele electroenerg etice
în prezen ța surselor regenerabile

Congestion management in Power Systems
in the presence of renewable sources

Autor: Ing. Claudia-Elena Boamb ă
Conduc ător de doctorat: Prof.dr.ing. Mircea Eremia

Bucure ști 2014

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
2
Cuprins
Pag.
INTRODUCERE …………………………………………… …………………………………………… …………….4

CAPITOLUL 1
SURSE REGENERABILE DE ENERGIE …………………………………………… …………………….6
1.1. CONTEXTUL GLOBAL……………………………. …………………………………………… ………..6
1.2. TIPURI DE SURSE REGENERABILE…………………. …………………………………………… 6
1.2.1. Caracteristici generale………………… …………………………………………… ………………….6
1.2.2. Clasificarea surselor regenerabile………. …………………………………………… ……………6
1.2.3. Valorificarea surselor regenerabile de energ ie…………………………………………. ……..6
1.2.3.1. Analiza la nivel global și european …………………………………………… …………6
1.2.3.2. Analiza la nivel na țional …………………………………………… ……………………….7
1.3. CERIN ȚE TEHNICE DE RACORDARE LA RE ȚEAUA ELECTRIC Ă A SRE………7
1.3.1. Reglajul tensiunii și al puterii reactive………………………… …………………………………7
1.3.2. Reglajul frecven ță -putere activ ă…………………………………………… ……………………….8
1.3.3. Capacitatea de trecere peste defect……… …………………………………………… ……………8

CAPITOLUL 2
MODELAREA CENTRALELOR CU SRE …………………………………………… …………………..9
2.1. CENTRALE ELECTRICE EOLIENE…………………… …………………………………………… .9
2.2. TIPURI CONSTRUCTIVE DE GENERATOARE EOLIENE……… ………………………..9
2.2.1. Generator asincron cu rotorul în scurtcircui t………………………………………….. ……….9
2.2.2. Generator asincron cu controlul vitezei de r ota ție sau al alunec ării……………………9
2.2.3. Generator asincron cu dubl ă alimentare…………………………………. ………………………9
2.2.4. Generator sincron cu rotorul bobinat (WRSG). …………………………………………… ..10
2.2.5. Generator sincron cu magne ți permanen ți (PMSG)……………………………………. ….10
2.3. CENTRALA FOTOELECTRIC Ă…………………………………………… ………………………..10
2.4. MODELAREA CENTRALELOR CU SRE…………………. …………………………………….11
2.4.1. Aspecte generale………………………. …………………………………………… …………………11
2.4.2. Modelarea centralelor cu SRE pentru studiile de regim permanent…………………..11
2.4.3. Modelarea centralelor cu SRE pentru studiile de regim tranzitoriu…………………..12
2.4.3.1. Centrala electric ă eolian ă…………………………………………… ……………………12
2.4.3.2. Centrala fotoelectric ă…………………………………………… …………………………15

CAPITOLUL 3
MANAGEMENTUL CONGESTIILOR …………………………………………… ………………………16
3.1. ASPECTE GENERALE……………………………. …………………………………………… ……….16
3.2. ASPECTE ALE MANAGEMENTULUI CONGESTIILOR ÎN PREZEN ȚA SRE….16
3.2.1. Influen ța locului de amplasare a surselor regenerabile de e nergie…………………….16
3.2.2. Influen ța sistemelor de reglaj implementate în centralele c u SRE…………………….17
3.2.2.1. Reglajul puterii reactive și a tensiunii …………………………………………… …..17
3.2.2.2. Capacitatea de trecere peste defect …………………………………………… ………17
3.2.2.3. Reglajul frecven ță -putere activ ă…………………………………………… …………..17
3.2.3. Variabilitatea vitezei vântului și prognoza puterii generate…………………… ………..18
3.3. MANAGEMENTUL CONGESTIILOR ÎN SISTEMUL ENERGETIC NA ȚIONAL 18
3.3.1. Starea actual ă…………………………………………… …………………………………………… ….18
3.3.2. Alocarea costului congestiilor………….. …………………………………………… ……………18

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
3 3.3.3. Surse regenerabile în Sistemul Energetic Na țional………………………………………. ..18

CAPITOLUL 4
IDENTIFICAREA ȘI ELIMINAREA CONGESTIILOR ………………………………………….19
4.1. REGIMURI DE FUNC ȚIONARE ALE SISTEMELOR ELECTROENERGETICE
CU NIVEL RIDICAT DE INTEGRARE A SRE……………. ………………………………….19
4.2. METODA FACTORULUI DE DISTRIBU ȚIE…………………………………………. ……….19
4.2.1. Metoda de calcul a PTDF în func ție de ecua țiile de material…………………………..19
4.2.2. Metoda de calcul a TCDF în func ție de matricea Jacobian………………………. ……..19
4.2.3. Algoritmul de calcul a managementului conges tiilor prin intermediul factorilor
de distribu ție…………………………………………. …………………………………………… …….21
4.3. UTILIZAREA DISPOZITIVELOR FACTS ÎN TRATAREA CONGES TIILOR…….22
4.3.1. Aspecte generale………………………. …………………………………………… …………………22
4.3.2. Condensator serie controlat cu tiristoare – TCSC……………………………………….. …22
4.3.3. Includerea dispozitivului TCSC în algoritmul factorilor de distribu ție……………..24
4.3.4. Amplasarea dispozitivului TCSC pentru elimin area congestiilor……………………..24

CAPITOLUL 5
STUDII DE CAZ …………………………………………… …………………………………………… …………..26
5.1. FUNC ȚIONAREA SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN PREZEN ȚA SRE…26
5.1.1. Necesitatea îndeplinirii cerin ței tehnice de conectare la re țea – trecerea peste
defect……………………………………… …………………………………………… ………………….26
5.1.2. Efectul surselor regenerabile asupra re țelei electrice………………………………. ……..27
5.1.3. Influen ța locului de amplasare a SRE asupra func țion ării SEE………………………..28
5.1.4. Influen ța regulatoarelor implementate în centralele electri ce eoliene (CEE)
asupra func țion ării SEE…………………………………….. ……………………………………….30
5.1.4.1. Varia ția vitezei vântului …………………………………………… ………………………31
5.1.4.2. Varia ția consemnului puterii active generat ă de CEE ………………………….31
5.1.4.3. Varia ția consemnului de tensiune …………………………………………… …………32
5.1.4.4. Scurtcircuit pe o linie electric ă din zona Dobrogea ……………………………..33
5.2. TESTAREA FACTORILOR DE DISTRIBU ȚIE PENTRU ELIMINAREA
CONGESTIILOR………………………………… …………………………………………… ……………34

CAPITOLUL 6
CONCLUZII …………………………………………… …………………………………………… …………………37
C.1. CONCLUZII GENERALE………………………….. …………………………………………… …….37
C.2. CONTRIBU ȚII PERSONALE………………………………… ………………………………………38
C.3. PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE ULTERIOAR Ă…………………………………………38

BIBLIOGRAFIE SELECTIV Ă…………………………………………… …………………………………..39

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
4
INTRODUCERE
Schimb ările majore din domeniul energetic, au condus la no i abord ări cu privire la
producerea, transportul, distribu ția și managementul energiei electrice. În consecin ță , se
dore ște eficientizarea consumului de energie electric ă în condi țiile liberaliz ării pie ței de
energie, a unor infrastructuri energetice tot mai r igide și îmbătrânite, al modific ărilor legilor și
reglement ărilor din domeniul energetic, al modalit ăților de producere a energiei electrice și nu
în ultimul rând datorit ă preocup ărilor tot mai intense pentru protec ția mediului înconjur ător.
Sursele regenerabile de energie cu cea mai mare pon dere de integrare la nivel global
sunt centralele electrice eoliene și centralele fotoelectrice. Schemele de sprijin ofe rite
investitorilor în surse regenerabile au determinat integrarea unui num ăr tot mai mare, care au
contribuit la ob ținerea unor contururi noi de centre de produc ție în sistemele electroenergetice.
În acest context, a devenit tot mai dificil de asig urat condi țiile de siguran ță în
func ționare, respectarea criteriului N-1, calitatea ener giei, dar și prevenirea apari ției
congestiilor în re țelele electrice.
Operatorul de transport și sistem este operatorul din centru de dispecer car e men ține
sistemul electroenergetic în func țiune la parametrii normali, dar, de asemenea, care este
răspunz ător și de eliminarea congestiilor. Datorit ă modific ărilor continue care apar în
func ționare a SEN, gestionarea unor congestii ap ărute se asigur ă prin intermediul diferitelor
abord ări existente, precum: implementarea unor m ăsuri tehnice corective (cunoscute din etapa
de programare și planificare), modific ări de topologie a re țelei electrice sau/ și prin abordarea
unor m ăsuri comerciale (prin intermediul pie ței de echilibrare).
Analiza regimurilor posibile de func ționare reprezint ă una dintre sarcinile curente în
cadrul etapelor de planificare și programare, care se realizeaz ă pentru determinarea
regimurilor optime de func ționare, din punct de vedere tehnic și economic, cu respectarea
tuturor restric țiilor, reglement ărilor și condi țiilor de siguran ță și calitate existente.
În timp real, pot s ă apar ă diverse evenimente nedorite care s ă perturbe func ționarea
sistemului și care pot avea ca efect apari ția congestiilor. Dac ă acestui tablou i se adaug ă și o
func ționare imprevizibil ă a surselor regenerabile, se poate ob ține o imagine de ansamblu a
unei situa ții de nedorit în func ționarea sistemului. Apare astfel necesitatea cercet ării
comport ării în func ționare a surselor regenerabile, a situa țiilor posibile de func ționare a re țelei
electrice în prezen ța acestor surse, precum și necesitatea studierii metodelor de tratare a
congestiilor în aceste condi ții.
Ritmul alert de dezvoltare și integrare al surselor regenerabile de energie a d evenit o
provocare pentru sistemele electroenergetice actual e. Acest lucru se datoreaz ă și gradului
redus de investi ții îndreptate spre dezvoltarea și îmbun ătățirea infrastructurii existente, dar și
restric țiilor de mediu întâmpinate pentru realizarea de noi linii electrice, precum și datorit ă
duratei mari de realizarea a unor astfel de lucr ări în compara ție cu durata de realizare a unei
centrale cu surse regenerabile. De aceea, cercet ările din domeniul energetic au condus și la
realizarea unor echipamente bazate pe electronic ă de putere, dispozitivele FACTS, capabile s ă
contribuie la cre șterea flexibilit ății în exploatarea sistemelor electroenergetice.
În acest context, scopul tezei a fost de a cerceta și analiza tipurile de surse regenerabile
integrate pân ă în prezent în sistemele electroenergetice (mai exa ct turbinele eoliene din
centralele electrice eoliene, precum și panourile fotoelectrice integrate prin intermediu l
invertoarelor în centralele fotoelectrice), comport amentul acestor surse în func ționare, precum
și influen ța func țion ării acestora asupra re țelei electrice. Toate acestea în condi țiile impuse de
reglement ările actuale la nivel european și na țional. Totodat ă, în tez ă s-au studiat aspecte

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
5 legate de managementul congestiilor prin abordarea metodei factorilor de distribu ție. Studiile
de caz prezentate sunt realizate pe modele test sau pe zone din cadrul sistemul
electroenergetic na țional al României.
Teza de doctorat este structurat ă într-o parte introductiv ă și șase capitole.
Partea introductiv ă are ca scop prezentarea contextului actual al teze i, încadrarea și
justificarea tematicii, precum și prezentarea succint ă a fiec ărui capitol.
În capitolul 1 se prezint ă stadiul actual al evolu ției surselor regenerabile atât la nivel
global, european cât și na țional cu privire la gradul de integrare. Sunt preze ntate tipurile de
surse regenerabile existente cu avantajele și dezavantajele care le caracterizeaz ă func ționarea
și valorificarea acestor surse la nivel global, euro pean și na țional. De asemenea, este abordat ă
și partea tehnic ă a reglement ărilor ap ărute, cu privire la integrarea acestor surse regene rabile
la re țeaua electric ă, astfel încât ele s ă contribuie la func ționarea sistemului în condi ții de
siguran ță .
Capitolul 2 are drept scop descrierea surselor rege nerabile analizate, adic ă centralele
electrice eoliene și centralele fotoelectrice. Sunt prezentate tipuril e de generatoare eoliene
existente, folosite în cadrul centralelor electrice eoliene, precum și tipurile de panouri
fotoelectrice care pot fi integrate în centralele f otoelectrice. Pentru aceste tipuri de surse
regenerabile este dezvoltat ă modelarea pentru integrarea în cadrul programelor de calcul a
regimului permanent, luând în calcul puterea maxim ă care poate fi generat ă, precum și re țeaua
intern ă proprie fiec ărei centrale, determinând astfel o re țea echivalent ă. În subcapitolele
urm ătoare sunt prezentate p ărțile componente ale unei turbine eoliene, respectiv ale unei
centrale fotoelectrice, împreun ă cu schema sau ecua țiile prin care pot fi modelate pentru
calcule de regim tranzitoriu.
În capitolul 3 se trateaz ă principalele aspecte legate de managementul conges tiilor în
re țele electrice în care sunt integrate surse regenera bile, precum și modul prin care aceste
surse pot influen ța regimurile de func ționare. Se prezint ă situa ția actual ă a managementului
congestiilor la nivelul Sistemului Energetic Na țional, precum și o descriere asupra modului de
alocare a costului congestiilor.
Capitolul 4 se refer ă la identificarea congestiilor și la m ăsuri pentru eliminarea acestora.
Sunt prezenta ți factorii care pot avea impact asupra planific ării sistemului și implicit asupra
regimurilor de func ționare ale acestuia, în re țelele cu surse regenerabile de energie, precum și
perspective de urmat pentru a u șura sarcina operatorului de sistem în prevenirea co ngestiilor
sau eliminarea acestora. În al treilea subcapitol s e prezint ă metoda și algoritmul pentru
determinarea factorilor de distribu ție. Aceast ă metod ă poate fi utilizat ă pentru eliminarea
congestiilor prin identificarea unit ăților generatoare influente pentru elementul congest ionat.
Ultimul subcapitol face o trecere în revist ă a principalelor dispozitive FACTS și prezint ă
modelarea dispozitivului de tip serie – TCSC, care prin modul de func ționare, adic ă prin
controlul circula ției de putere pe liniile electrice, poate fi utiliz at cu succes în eliminarea
congestiilor. Pentru a identifica locul optim de am plasare a dispozitivului TCSC este
prezentat ă metoda factorului de performan ță care are la baz ă un indice de sensitivitate.
În capitolul 5 se prezint ă diverse studii de caz, realizate pe re țele test sau pe zone din
Sistemul Energetic Na țional. Pentru realizarea studiilor de caz s-au folo sit software-uri
dedicate sau programe dezvoltate în mediul Matlab. Analizele din studiile de caz au rolul de a
identifica comportamentul surselor regenerabile și influen ța acestora asupra func țion ării
sistemului. S-a testat algoritmul de eliminare a co ngestiilor – pe baza elementelor identificate
ca fiind influente pentru eliminarea congestiei – f olosind factorii de distribu ție a circula țiilor
de putere activ ă, precum și identificarea locului de amplasare a dispozitivul ui TCSC și
contribu ția acestuia pentru eliminarea congestiilor.
În prima parte a capitolului 6 se prezint ă concluziile generale cu privire la tematica și
obiectivele tezei de doctorat. În continuare, sunt men ționate contribu țiile aduse în cadrul tezei.
Aspectele teoretice și analiza rezultatelor ob ținute în cadrul tezei de doctorat deschid calea
spre noi direc ții de cercetare.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
6
CAPITOLUL 1
SURSE REGENERABILE DE ENERGIE
1.1. CONTEXTUL GLOBAL
În ultimii ani, la nivel global, tehnologia SRE s-a dezvoltat în ritm alert. Astfel, conform
asocia țiilor interna ționale precum GWEC [3], EWEA [4], EPIA [5], care pr omoveaz ă
dezvoltarea SRE la nivel global și european cea mai rapid ă dezvoltare, au avut-o CEE și CEF:

conform raportului statistic publicat de EWEA, pute rea instalat ă în CEE doar în
decursul anului 2012 a fost de 12744 MW la nivel eu ropean [4];

conform raportului publicat de GWEC, puterea instal at ă global ă în CEE a atins
valoarea de 282587 MW la sfâr șitul anului 2012, din care 109581 MW au fost instal a ți
la nivel european [3];

conform raportului publicat de EPIA, puterea instal at ă la nivel global în CEF a ajuns
la valoarea de 102156 MW la sfâr șitul anului 2012, din care 70043 MW în Europa [5].
1.2. TIPURI DE SURSE REGENERABILE
Sursele regenerabile de energie reprezint ă acele surse primare de energie care provin
din mediul natural, care se pot utiliza atât timp c ât sunt disponibile, sau care se pot regenera în
mod natural mult mai repede decât pot fi utilizate.
1.2.1. Caracteristici generale
Principalele avantaje ale surselor regenerabile, ca re le calific ă ca alternativ ă a
combustibililor fosili, având în vedere nevoia de e nergie electric ă a omenirii, sunt: surse de
energie inepuizabile, au impact sc ăzut asupra mediului, sunt surse locale de energie e tc.
Printre dezavantajele surselor primare de energie s e num ără: sunt SRE primare
imprevizibile, nu sunt atractive din punct de veder e economic f ără schemele de sprijin, etc.
1.2.2. Clasificarea surselor regenerabile
Mai exact, conform [6], sursele de energie regenera bile cele mai valorificate în prezent,
sprijinite prin schemele suport, pot fi clasificate și definite dup ă cum urmeaz ă:

Energia eolian ă – reprezint ă poten țialul energetic al vântului convertit în energie
electric ă;

Energia solar ă – reprezint ă radia ția solar ă care poate fi convertit ă în energie electric ă
sau în energie termic ă prin tehnologii diferite.
1.2.3. Valorificarea surselor regenerabile de energ ie
1.2.3.1. Analiza la nivel global și european
Unul dintre pa șii aborda ți, la nivel european, pentru realizarea obiectivelo r propuse
const ă în realizarea de c ătre fiecare țar ă membr ă a unui procent de 20% din consumul de
energie electric ă din surse regenerabile de energie pân ă în anul 2020, conform Directivelor
Europene 77/2001/EC și 2009/28/EC [9].

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
7 Deoarece sursele regenerabile sunt considerate prio ritare, cre șterea capacit ăților
instalate în surse regenerabile conduce la modifica rea mixului de energie. O compara ție între
mixul de energie existent din anul 2000 și cel din anul 2013 este prezentat ă în figura 1.9,
conform [8].

CEF
4.567
1%
Biomasa
4.568
1% Alte surse
regenerabile
4831
1% CEE
12.887
2%
Hidro
112.719
21% Cărbune
133.220
24% Hidrocarburi
154088
28% Nuclear
122.966
22%
Biomasa
11.288
1% Alte surse
regenerabile
9363
1% CEF
80.000
9% CEE
117.288
14%
Hidro
140.054
16% Cărbune
171.405
20% Hidrocarburi
201047,528
25% Nuclear
122.328
14%

Fig. 1.9. Mixul de energie în [GW] utilizate la niv el european [8]:
a) situa ția anului 2000; b) situa ția anului 2013.
1.2.3.2. Analiza la nivel na țional
Ca stat membru al Uniunii Europene, România, a treb uit s ă introduc ă diferite măsuri
care s ă conduc ă la atingerea obiectivelor propuse la nivel europea n.
În luna aprilie 2014 structura surselor de produc ție raportat ă la puterea instalat ă în
centralele racordate la sistemul energetic na țional, se prezint ă în figura 1.13, conform [7].

CEF
1092
5% Alte surse
regenerabile
0% Biomasa
97
0% CEE
2625
11%
Hidro
6663
28%
Hidrocarburi
5471
23% Carbune
6615
27% Nuclear
1413
6%

Fig. 1.13. Puterea instalat ă în [MW], pe surse de produc ție, în România la data de 01.04.2014 [7]
1.3. CERIN ȚE TEHNICE DE RACORDARE LA RE ȚEAUA ELECTRIC Ă A SRE
Cerin țele tehnice ale re țelei de transport, în cadrul SEN al României, sunt prezentate în
normele tehnice anexate codului re țelei de transport [21] și [22].
Cei mai importan ți parametrii, care au nevoie de un reglaj corespunz ător pentru SEN
sunt: tensiunea și frecven ța.
Modelarea SRE este una dintre cerin țele obligatorii. Aceasta este necesar ă pentru a se
verifica func ționarea sistemului în condi ții de siguran ță , adic ă respectarea criteriului de
siguran ță (N-1), a criteriului de stabilitate static ă, precum și criteriul de stabilitate tranzitorie.
O alt ă cerin ță important ă o reprezint ă obligativitatea ca SRE s ă nu func ționeze în regim
insularizat.
1.3.1. Reglajul tensiunii și al puterii reactive
Cerin ța pentru tensiune și puterea reactiv ă specific ă faptul c ă, centralele cu SRE trebuie
să fie echipate cu dispozitive de reglaj astfel încât , la diferite valori admisibile ale tensiunii
puterea reactiv ă produs ă sau absorbit ă de acestea s ă poat ă fi reglat ă în mod continuu cu un
factor de putere situat în gama 0.95 capacitiv și 0.95 inductiv în PCC.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
8 Centralele cu SRE trebuie s ă aib ă capacitatea de a regla tensiunea sau puterea react iv ă
la PCC cu re țeaua electric ă, astfel încât schimbul de putere reactiv ă cu sistemul, s ă fie zero.
Acest lucru este esen țial pentru a putea asigura func ționarea sigur ă a SEE [26].
1.3.2. Reglajul frecven ță -putere activ ă
Pentru ca SRE s ă poat ă func ționa și ac ționa în timp real la varia ții ale frecven ței în
re țeaua electric ă, acestea trebuie s ă fie prev ăzute cu un sistem de reglaj frecven ță -putere
activ ă care s ă func ționeze conform curbei din figura 1.16.
Regulatorul de putere poate avea numeroase func ții, precum setarea valorii de consemn
între o limit ă superioar ă și una inferioar ă, precizia de reglaj a puterii, realizarea reglajul ui
frecven ță -putere activ ă dup ă curba setat ă (vezi fig. 1.16), setarea vitezei de schimbare a
puterii de la o referin ță la alta.

Fig. 1.16. Varia ția puterii active în func ție de valoarea frecven ței [21]
1.3.3. Capacitatea de trecere peste defect
Studiile din literatura de specialitate [27] arat ă cum avariile în re țeaua electric ă se pot
propaga pe arii extinse afectând un num ăr mare de centrale cu SRE.
Golul de tensiune reprezint ă o reducere brusc ă de tensiune ap ărut ă în sistem în urma
unui defect. În cazul apari ției unui gol de tensiune pân ă la 15% din tensiunea nominal ă,
grupul generator eolian trebuie s ă aib ă capacitatea s ă detecteze golurile de tensiune și să
rămân ă conectat la re țeaua electric ă f ără întreruperea produc ției de energie în cazul în care
tensiunea r ămâne deasupra curbei trasate în figura 1.17.

100%
90%
15%
0 150 625 3000 [ms ]U/Un
Momentulapari țieidefectului
Durata defectului
Momentulelimin ării defectuluiDeconectare În func țiune 100%
90%
15%
0 150 625 3000 [ms ]U/Un
Momentulapari țieidefectului
Durata defectului
Momentulelimin ării defectuluiDeconectare În func țiune

Fig. 1.17. Forma golului de tensiune la care grupul generator eolian trebuie s ă r ămân ă în func țiune,
conform cerin țelor tehnice de racordare la SEN [21]

Modul de func ționare în momentul în care a ap ărut un gol de tensiune este dictat de
set ările fiec ărei centrale [28].

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
9
CAPITOLUL 2
MODELAREA CENTRALELOR CU SRE
Printre cele mai r ăspândite tipuri de surse regenerabile se num ără centralele electrice
eoliene (CEE), în majoritatea ță rilor dar și centralele fotoelectrice (CEF).
2.1. CENTRALE ELECTRICE EOLIENE
Principiul func țion ării implic ă conversia energiei cinetice a aerului în mi șcare în energie
mecanic ă și conversia energiei electromecanice în energie ele ctric ă prin intermediul unui
generator care o va transmite în re țeaua electric ă.
Indiferent de tipul de ansamblu turbin ă-generator, componentele principale ale unei
turbine eoliene sunt: turnul, rotorul cu palele și nacela (fig. 2.1).

a) b)

Fig. 2.1. Componentele principale ale unei turbine eoliene [29]:
1 – nacela; 2 – turn; 3 – pal ă; b) 4 – sistem de r ăcire; 5 – generator; 6 – sistem de frânare; 7 – cut ia de
viteze; 8 – sistem de reducere a zgomotului; 9 – di spozitiv de reglare a unghiului de înclinare a
palelor; 10 – butuc;11 – sistem de modificare a dir ec ției; 12 – batiu; 13 – carcas ă.
2.2. TIPURI CONSTRUCTIVE DE GENERATOARE EOLIENE
2.2.1. Generator asincron cu rotorul în scurtcircui t
Ansamblul format dintr-un generator asincron cu rot orul în colivie (scurtcircuit) și o
turbin ă eolian ă cu vitez ă fix ă reprezint ă topologia cea mai simpl ă pentru un ansamblu
generator-turbin ă eolian ă [30]. În cazul acestui tip de ansamblu, se realize az ă o conectare la
re țeaua electric ă în conexiune direct ă.
2.2.2. Generator asincron cu controlul vitezei de r ota ție sau al alunec ării
Generatorul asincron cu alunecare variabil ă este asem ănător cu generatorul cu rotorul in
scurtcircuit cu deosebirea c ă în serie cu circuitul rotorului are introdus ă o rezisten ță variabil ă
controlat ă de o interfa ță electronic ă (fig. 2.3) [30].
2.2.3. Generator asincron cu dubl ă alimentare
Ansamblul turbin ă generator format din turbine cu vitez ă variabil ă și un generator

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
10 asincron cu dubl ă alimentare (DFIG) care este legat la re țeaua electric ă printr-un
transformator principal, iar rotorul cuplat la un c onvertor de frecven ță și tensiune [30],
reprezint ă cea mai întâlnit ă configura ție în instala țiile din întreaga lume (fig. 2.4).
Aceste turbine prev ăzute cu DFIG prezint ă avantajul de a injecta în re țeaua electric ă
putere la o tensiune și frecven ță constant ă și atunci când viteza de rota ție a rotorului variaz ă.
Principalele componente ale DFIG, statorul și rotorul, sunt conectate în mod distinct la
re țeaua electric ă.

Fig. 2.4. Configura ția unui generator asincron cu dubl ă alimentare [30]

Rotorul DFIG-ului este reglat de un convertor de pu tere prin varia ția cuplului
electromecanic și excita ția ma șinii. Puterea nominal ă a convertorului de putere depinde de
puterea nominal ă a generatorului eolian.
2.2.4. Generator sincron cu rotorul bobinat (WRSG)
În cazul generatorului sincron cu rotorul bobinat, înf ăș ur ările statorice sunt conectate
direct la re țea, lucru care face ca viteza de rota ție să fie stabilit ă de frecven ța re țelei [30].
Înf ăș ur ările rotorice sunt excitate în curent continuu prin diverse metode: utilizând inele
colectoare și perii; sau prin intermediul unui excitator f ără perii cu un redresor rotativ.
2.2.5. Generator sincron cu magne ți permanen ți (PMSG)
Generatorul sincron cu magne ți permanen ți nu este prev ăzut cu excita ție rotoric ă
separat ă, deoarece aceasta este produs ă de magne ți permanen ți, drept urmare, nu este nevoie
de înf ăș ur ări rotorice [30] și în consecin ță se diminueaz ă pierderile în sistemul de excita ție și
cre ște densitatea cuplului generatorului. Statorul gene ratorului sincron cu magne ți permanen ți
(PMSG) este bobinat, iar rotorul prezint ă un sistem cu magne ți permanen ți care pot fi poli
aparen ți sau cilindrici. Toat ă puterea extras ă de la turbin ă este introdus ă în convertoarele de
putere, astfel generatorul electric func ționeaz ă izolat de re țeaua electric ă.
2.3. CENTRALA FOTOELECTRIC Ă
Sistemele fotoelectrice sunt formate în mod conven țional din (fig. 2.7) [31]: generatorul
fotoelectric, elementul de stocare, elemente de reg laj și leg ătura la re țeaua electric ă prin
invertor.
În ultimii ani au fost dezvoltate mai multe tipuri de celule solare folosind diverse
materiale. Cele mai r ăspândite celule fotoelectrice sunt celulele cristal ine și celulele cu strat
sub țire (thin film).
Un panou solar obi șnuit are urm ătoarele componente: un ecran protector pe fa ța expus ă
la soare, un strat transparent din material plastic în care se fixeaz ă celulele solare, celule
solare monocristaline sau policristaline conectate între ele prin benzi de cositor, casetarea fe ței
posterioare a panoului cu o folie stratificat ă din material plastic rezistent la intemperii și

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
11 poliester, priza de conectare prev ăzut ă cu diod ă de protec ție, respectiv diod ă de scurtcircuitare
și racord și o ram ă din profil de aluminiu pentru protejarea geamului la transport, manipulare
și montare, pentru fixare și rigidizarea leg ăturii.

tc
tc ta
ta
tc
tc ta
ta

Fig. 2.7. Componentele unui sistem fotoelectric, ca re poate alimenta un consumator sau re țeaua
electric ă [31]
2.4. MODELAREA CENTRALELOR CU SRE
2.4.1. Aspecte generale
Cele mai comune calcule realizate în studiile de si stem sunt cele referitoare la regimul
permanent și de stabilitate tranzitorie. Aceste calcule trebui e s ă evalueze îndeplinirea
cerin țelor de conectare la re țeaua electric ă a SRE impuse prin codurile de conectare.
Aceste calcule se realizeaz ă în dou ă situa ții:
– în condi ții normale de func ționare;
– în cazul apari ției unei contingen țe în sistem.
Modelarea centralelor cu SRE poate fi realizat ă din dou ă puncte de vedere:

Modelarea detaliat ă a centralei sursei regenerabile;

Centrala sursei regenerabile poate fi modelat ă din punct de vedere al sistemului
electroenergetic .
2.4.2. Modelarea centralelor cu SRE pentru studiile de regim permanent
Pentru modelarea unei CEE (sau CEF) pentru calcule de regim permanent sau pentru
calcule de regim dinamic, sunt necesare o serie de date de intrare, precum: num ărul de unit ăți
generatoare, tensiunea la borne, punctul comun de c onectare la re țeaua electric ă, amplasarea
centralei în cadrul re țelei existente, nivelul de tensiune al re țelei la care se va racorda centrala
eolian ă, parametrii re țelei interne a SRE.
Pentru studiile de sistem la realizarea calculelor de regim permanent, conform literaturii
de specialitate [35] nu este necesar ă modelarea în detaliu a CEE, fiind suficient ă realizarea
unui model echivalent. De aceea, pentru realizarea „modelului echivalent” se consider ă
puterea produs ă de întreaga central ă ca fiind egal ă cu suma puterilor unit ăților individuale
(generator eolian/panou solar).

1n
i ech
iG G
==∑ (2.1)
Pentru a putea realiza echivalentul sistemului inte rn al unei CEE se consider ă
urm ătoarele ipoteze:
 injec țiile de curent de la toate unit ățile de produc ție se presupun a fi identice în modul
și argument:
InIII III
wtg Sn
•=⇒===== ……….. 321 (2.2)
unde wtg n este num ărul total de turbine din cadrul centralei, iar I curentul [A].

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
12 Pentru ob ținerea circuitului echivalent se parcurg urm ătoarele etape [35]:
1. Realizarea configura ției sistemului intern sub forma “daisy-chain”;
2. În cazul centralelor care sunt echipate cu acela și tip de turbine, respectiv acela și tip de
panou solar (aceea și putere instalat ă), transformatorul ridic ător este considerat ca
făcând parte din unitatea de produc ție;
3. Echivalarea sistemului colector const ă în calculul impedan ței echivalente pornind de
la injec ția de curent de la prima turbin ă în sistemul colector de cabluri. Astfel c ăderea
de tensiune pe impedan ța primului tronson de linie este:
1 111 zIzIVz• •==Δ (2.3)
respectiv pe tronsonul n de linie:

( )n nn zn zInzI IIV •• •= + ++=Δ .. ………. 21 (2.5)
Pierderile de putere aparent ă (activ ă și reactiv ă) pe fiecare tronson de linie pot fi
calculate astfel:
( )( )n n n nnzn zn zInzI III IIIVS •• •∗
•∗
• = +++ +++= Δ=22
21 21 …. …. (2.8)
Astfel pierderile de putere totale pot lua forma:

S mm
iTotalzn n Totalzn
zIzmISzn zzIS
• •
=•

• • •
=∑=⇒+++ =
2
12 22
22
12….. 2
(2.9)
Se poate deduce expresia impedan ței echivalente a întregului sistem colector de lini i din
interiorul centralei:
2
1 1
2l n
m
k m
Echiv
wtg m z
zn• •
= = =∑∑
(2.11)
unde kn este num ărul de turbine din linia electric ă k, m indicele ramurilor care formeaz ă linia
electric ă, k indice pentru linia electric ă considerat ă, l num ărul total de linii electrice din
cadrul sistemului colector a unei centrale regenera bile, wtg n num ărul total de turbine din
central ă, iar mz impedan ța fiec ărei ramuri.
2.4.3. Modelarea centralelor cu SRE pentru studiile de regim tranzitoriu
2.4.3.1. Centrala electric ă eolian ă
Modelarea p ărților dinamice ale centralelor cu SRE este necesar ă pentru a identifica
prin calcul fenomenele care se produc în re țeaua electric ă, astfel încât operatorul s ă poat ă lua
din timp m ăsurile preventive și post avarie necesare pentru o func ționare sigur ă.
Cele mai importante sisteme ale acestui tip de turb in ă eolian ă sunt: rotorul, sistemul
cinematic, generatorul eolian, convertorul electron ic de legare la re țea, controlerul unghiului
de înclinare a palelor combinat cu un model de vite z ă a vântului.
a. Conversia energiei vântului în energie electric ă
Conversia energiei eoliene în energie electric ă, se realizeaz ă în dou ă etape: la nivelul
turbinei eoliene și la nivelul generatorului eolian.
Pentru masa de aer care trece cu viteza WVprintr-o suprafa ță A (zona acoperit ă de palele
rotorului turbinei eoliene), poate fi calculat ă puterea wP dup ă cum urmeaz ă [36]:
3
21
W wAV Pρ= [W] (2.12)
unde ρ este densitatea aerului (1.225 kg/m 3 la 15°C și 1013 mbar), 2rAπ= zona efectiv ă

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
13 acoperit ă de palele rotorului [m 2], WV viteza medie a vântului care traverseaz ă zona A [m/s],
iar r raza rotorului turbinei eoliene [m].
În func ție de wP, puterea extras ă de turbina eolian ă, TP , poate fi scris ă prin
multiplicarea cu un coeficient de eficien ță , PC, luând în calcul propriet ățile aerodinamice ale
palei:
( )3 2 1,2T W P P V r C ρ π λ β = (2.13)
unde PC este coeficientul de eficien ță sau coeficientul de performan ță , λ raportul vitezelor
(raportul dintre viteza unghiular ă a palei și viteza vântului), iar β unghiul de înclinare a palei.
b. Modelul vitezei vântului
O prim ă abordare pentru modelarea vitezei vântului este de a folosi m ăsur ători. O
abordare mai flexibil ă este de a utiliza un model al vitezei vântului, ca re poate genera
secven țe de viteze ale vântului cu caracteristici care urm eaz ă s ă fie alese de c ătre utilizator.
Pentru simularea energiei eoliene se presupune c ă viteza vântului este constituit ă din
suma urm ătoarelor elemente:
()()()()()w wa wr wg wt v t v t v t v t v t = + + + (2.15)
unde ()wv t este viteza vântului la momentul t, ()wa v t valoarea medie a vitezei vântului,
()wr v t componenta care modeleaz ă partea de cre ștere a vântului, ()wg v t componenta care
modeleaz ă rafalele de vânt, ()wt v t valoarea turbulen ței.
Viteza vântului și componentele acesteia se m ăsoar ă în [m/s], iar timpul t este m ăsurat
în secunde.
c. Modelul rotorului
Rela ția dintre viteza vântului și puterea mecanic ă extras ă din energia cinetic ă a vitezei
vântului [36]:
( )3,2W pwt wt VCAP βλρ= (2.16)
unde wt P este puterea mecanic ă extras ă din energia vitezei vântului [W], ρ densitatea aerului
[kg/m 3], wt A zona acoperit ă de palele rotorului [m 2], pC coeficientul de performan ță , λ
raportul dintre viteza unghiular ă a palei în [m/s] și viteza vântului la nivelul rotorului în [m/s],
β unghiul de înclinare a palei [în grade].
d. Modelul generatorului
Modelul matematic poate s ă fie diferit în func ție de tipul generatorului încorporat în
interiorul turbinei eoliene: generator asincron cu viteza fix ă, generator asincron cu alunecare
variabil ă sau cu rezisten ță electric ă a rotorului variabil ă, generator cu dubl ă alimentare și
generator sincron.
Modelul generatorului asincron cu dubla alimentare (DFAG)
Cel mai întâlnit tip de generator în componen ța turbinelor eoliene este generatorul
asincron cu dubl ă alimentare [30]. Componentele principale ale acest uia sunt prezentate în
figura 2.14.
Descrierea modelului matematic al generatorului asi ncron cu dubl ă alimentare se va
face în sistemul de referin ță d-q utilizând conven ția de la generator ceea ce înseamn ă c ă
curen ții reprezint ă ie șiri în loc de intr ări (ceea ce înseamn ă c ă un curent care p ărăse ște ma șina
este pozitiv, în timp ce un curent care intr ă în ma șina este negativ) iar puterea activ ă și puterea
reactiv ă au semn pozitiv atunci când sunt introduse în re țea.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
14

Fig. 2.14. Schema bloc general ă a unui model de central ă electric ă eolian ă cu generator
asincron cu dubl ă alimentare [38]

Cuplul electric al generatorului este dat de:

( ) e dr qs qr ds C p I I ψ ψ = − (2.26)

Cu transform ările d, q, 0 puterea activ ă generat ă de stator este dat ă de:

s ds ds qs qs P U I U I = + (2.27)

s qs ds ds qs Q U I U I = − (2.28)
e. Modelul convertorului
Convertorul prezint ă dou ă p ărți componente: convertorul de pe partea rotorului și
convertorul de pe partea re țelei [39].
Convertorul de pe partea rotorului (RSC)
Convertorul de pe partea rotorului regleaz ă independent puterea activ ă, P, și puterea
reactiv ă, Q, injectate în re țeaua electric ă de c ătre DFIG prin fluxul statoric în sistemul de
referin ță d-q.
Convertorul de pe partea re țelei electrice (GSC)
Obiectivul acestui convertor este de a men ține tensiunea leg ăturii la tensiune continu ă.
Injec ția de P și Q de la convertorul de pe partea re țelei este limitat ă la capacit ățile
nominale reprezentate de ecua ția:

( )( )2 21conv q d I I I = + ≤ (2.29)
f. Modelul sistemului cinematic
Lan țul cinematic al unei turbine eoliene este modelat c a un model cu dou ă mase
iner țiale J t și J g care sunt conectate între ele printr-un arc.
În literatura de specialitate se recomand ă utilizarea modelului simplificat a sistemului
cinematic, modelul cu o singur ă mas ă [43]. Ecua ția matematic ă a modelului cu o singur ă
mas ă, este dat ă de:

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
15 ( )2t
t g t e dH H C C dt ω+ = − (2.31)
2.4.3.2. Centrala fotoelectric ă
a. Celula fotoelectric ă
Pe timpul nop ții celula solar ă nu este un dispozitiv activ, ci func ționeaz ă ca o diod ă, cu
jonc țiune p-n. Celula nu produce curent și nici tensiune. Totu și, dac ă aceasta este conectat ă la
re țea, genereaz ă un curent DI, denumit curentul diodei [44]. În general, o celul ă fotoelectric ă
este reprezentat ă printr-un model echivalent al unei diode(fig. 2.19 ).

Fig. 2.19. Modelul unei celule solare

Modelul con ține o surs ă de curent ph I, o diod ă în paralel, o rezisten ță conectat ă în serie
sR – care reprezint ă rezisten ța intern ă a fiec ărei celule și conexiunea dintre celule [45].
Curentul net reprezint ă diferen ța dintre fotocurentul ph I și curentul diodei DI:

()



−+−=−= 1 exp 0
Cs
ph Dph mkT IR V eIIIII (2.32)

unde k este constanta lui Boltzmann, CT temperatura absolut ă a celulei, V tensiunea impus ă
în celul ă, 0I curentul de satura ție pe timpul nop ții (este dependent de temperatur ă).
b. Modulul fotoelectric
Produc ătorii furnizeaz ă celulele fotoelectrice în module formate din PM N laturi paralele,
fiecare cu SM N celule solare conectate în serie.
c. Matricea pentru centrala fotoelectric ă
Fiecare matrice are PM laturi în paralel, cu SM module în serie. Tensiunea aplicat ă la
bornele matricei este AV , iar curentul total al matricei
1pM
A
i
iI I
==∑. Dac ă se presupune c ă
modulele sunt identice și iradia ția solar ă este aceea și în toate modulele, atunci curentul
matricei este A M
PI M I •= .
f. Invertorul
Matricile centralelor fotoelectrice produc tensiune continu ă și de aceea sistemul
fotoelectric conectat la consumator/re țea are nevoie de un invertor pentru conversia tensi unii
continue în tensiune alternativ ă. Rolul acestuia este de a p ăstra, pe partea de tensiune
alternativ ă, tensiunea constant ă la valoarea nominal ă dorit ă și s ă converteasc ă puterea de
intrare int P, în putere de ie șire iesire P cu un randament cât mai bun.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
16
CAPITOLUL 3
MANAGEMENTUL CONGESTIILOR
3.1. ASPECTE GENERALE
În func ționarea re țelei electrice de transport pot ap ărea diferite situa ții care pot s ă conduc ă
la apari ția congestiilor.
Conform [60] managementul congestiilor reprezint ă totalitatea activit ăților, programelor
și ac țiunilor întreprinse de operatorul de transport și de sistem pentru a elimina congestiile ce
apar la programarea func țion ării sau la operarea în timp real a SEN; în vederea elimin ării
congestiilor pe liniile de interconexiune prin aloc area implicit ă a capacit ății, operatorul de
transport și sistem coopereaz ă cu operatorul pie ței de energie electric ă.
În managementul congestiilor sunt implicate atât par tea tehnic ă a sistemului energetic,
cât și partea comercial ă (pia ța de energie). Partea tehnic ă este implicat ă prin modific ările
topologiei re țelei electrice, iar partea comercial ă intervine atunci când aceste modific ări de
re țea nu sunt suficiente și se aplic ă redispecerizarea produc ției și implicit costul aferent
produc ției redispecerizate [54].
3.2. ASPECTE ALE MANAGEMENTULUI CONGESTIILOR ÎN PREZEN ȚA SRE
În func ționarea SEE pot surveni diferite evenimente care s ă conduc ă la apari ția
congestiilor. Astfel, deoarece re țeaua electric ă nu a fost proiectat ă pentru astfel de surse de
generare, dar și datorit ă procesului lent de dezvoltare a re țelei electrice, SRE pot contribui la
apari ția congestiilor în SEE. M ărirea capacit ății liniei electrice implicat ă într-o congestie,
poate fi o solu ție de eliminare a congestiei, dar poate și doar s ă o elimine temporar sau poate
induce congestii pe alte linii învecinate [54].
Zonele cu SRE sunt predispuse la apari ția congestiilor cel pu țin din dou ă motive [55]:
– amplasarea SRE ține cont de poten țialul surselor regenerabile și nu de cererea de
consum din acea zon ă;
– puterea produs ă de SRE trebuie transportat ă pe distan țe mari pân ă la consumatorii
finali, iar dezavantajul major este c ă, spre deosebire de centrale fotoelectrice care
noaptea nu injecteaz ă putere în re țeaua electric ă, de obicei vântul prezint ă o intensitate
mai mare noaptea când cererea de consum este redus ă și în consecin ță CEE vor
produce mai mult, exact în perioada când aceast ă putere nu poate fi consumat ă.
De și aceste SRE constituie o variant ă de producere a unei energii mai curate, integrarea
a tot mai multe astfel de surse, în special a CEE i mplic ă o serie de provoc ări, precum:
amplasarea și integrarea SRE în diferite zone ale SEE, a condus la necesitatea construirii de
noi linii electrice, variabilitatea energiei produs ă în CEE și CEF, a condus la necesitatea
sistemelor de prognoz ă, imprecizia sistemelor de prognoz ă, a condus la nevoia unui sistem
flexibil.
3.2.1. Influen ța locului de amplasare a surselor regenerabile de e nergie
Din punct de vedere al condi țiilor meteorologice din Romania și al amplas ării
geografice, CEE sunt amplasate în zonele cu vitez ă optim ă a vântului, în timp ce CEF sunt

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
17 amplasate în zone cu radia ție solar ă optim ă pentru func ționare. Amplasarea mai multor
centrale regenerabile în aceea și zon ă geografic ă a condus la formarea unei zone de produc ție
cu preponderen ță regenerabil ă, care poate influen ța func ționarea sistemului din punct de
vedere a adecvan ței re țelei electrice. În literatura de specialitate [56], sunt prezentate metode
de alegere a pozi țion ării unei viitoare centrale cu SRE, în func ție de parametrii re țelei și în
raport cu alte SRE racordate deja la sistem.
3.2.2. Influen ța sistemelor de reglaj implementate în centralele c u SRE
3.2.2.1. Reglajul puterii reactive și a tensiunii
La nivelul SEE tensiunea poate avea valori diferite , determinate de cererea și produc ția
de energie electric ă. Schimb ările rapide ale puterii active generate de SRE, de exemplu ca
urmare a varia ției vitezei vântului în cazul CEE, pot conduce la m odificarea rapid ă a
necesarului de putere reactiv ă în re țea, implicit a valorii tensiunii în PCC.
Centralele eoliene moderne onshore, conform [22], [ 64], trebuie s ă realizeze reglajul
automat tensiune-putere reactiv ă în PCC, la cererea operatorilor de sistem prin sem nalele
transmise (fig. 3.1). Astfel, o SRE aflat ă în func țiune trebuie s ă aib ă în mod continuu putere
reactiv ă produs ă sau absorbit ă reglat ă, corespunz ător unui factor de putere de maximum 0,95
capacitiv și 0,95 inductiv în PCC, atunci când tensiunea are v alori admisibile [22], [64]. Cu
toate acestea, cele mai multe SRE sunt capabile de a asigura un reglaj mai avansat al puterii
reactive, care poate fi util în func ționarea re țelei electrice.
Pentru a putea îndeplini cerin țele de racordare la re țea, în centralele cu SRE au fost
implementate diferite echipamente de compensare înc epând de la bobine, baterii cu
condensatoare, dispozitive FACTS, turbine WindFREE.

Fig. 3.1. Fluxul semnalelor de la PCC c ătre CEE [65]
3.2.2.2. Capacitatea de trecere peste defect
Codurile de re țea prev ăd necesitatea capacit ății de trecere peste defect, sau capacitatea
unei SRE de a r ămâne conectat ă și în func țiune în timpul perturba țiilor din re țeaua electric ă
care presupun varia ții de tensiune. Cerin ța a ap ărut ca o m ăsur ă de protec ție a sistemului la
integrarea a tot mai multe SRE și a cre șterii semnificative a puterii instalate în aceste c entrale.
Fa ță de func ționarea în condi ții normale a sistemului, la apari ția unui defect în re țeaua
electric ă este necesar ă o cre ștere a curentului reactiv. Scopul acestei injec ții suplimentare de
curent reactiv este acela de a sprijini re țeaua electric ă pe durata defectelor, pentru a contribui
la recuperarea tensiunii sistemului dup ă defect.
3.2.2.3. Reglajul frecven ță -putere activ ă
Pentru a men ține frecven ța nominal ă în sistem, puterea generat ă trebuie s ă fie
întotdeauna egal ă cu puterea consumat ă. Conform acestor cerin țe din codul de re țea, toate

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
18 SRE trebuie s ă fie capabile s ă primeasc ă un consemn de putere activ ă, care s ă fie urmat de
produc ția din SRE cu scopul de a ajuta sistemul în reglaju l frecven ței.
Diverse metode de realizare a reglajului frecven ță -putere activ ă sunt disponibile în
literatura de specialitate [68].
3.2.3. Variabilitatea vitezei vântului și prognoza puterii generate
Variabilitatea puterii generate, prognoza cu 24 ore înainte și prognoza intra-day (dat ă la
10 minute înainte de începutul urm ătoarei ore, pentru urm ătoarele 6 ore), înc ă insuficient de
precise, solicit ă operatorul de sistem pentru rezolvarea problemelor suplimentare care apar
fa ță de sistemul compus doar din centralele electrice c onven ționale.
Variabilitatea temporal ă și predictibilitatea limitat ă a energiei produs ă de SRE, conduce
la necesitatea de cre ștere a rezervelor de echilibrare necesare pe termen scurt pentru ca
operatorii de sistem s ă poat ă men ține sistemul în echilibru.
Racordarea a tot mai multe SRE la sistemul energeti c na țional, va conduce la
necesitatea cre șterii rezervei de putere.
3.3. MANAGEMENTUL CONGESTIILOR ÎN SISTEMUL ENERGETIC NA ȚIONAL
3.3.1. Starea actual ă
În activitatea de conducere operativ ă a Sistemului Electroenergetic Na țional (SEN) prin
dispecer, sunt întâlnite scheme de func ționare pentru care nu se poate asigura transportul
energiei electrice între anumite zone cu respectare a criteriilor de siguran ță a func țion ării SEN,
necesitând luarea unor m ăsuri specifice atunci când acestea nu sunt îndeplin ite.
Managementul congestiilor presupune ca la apari ția unei contingen țe în re țeaua electric ă să se
recurg ă la luarea unor m ăsuri, ca de exemplu, modificarea topologiei re țelei electrice sau de
cre ștere a nivelului de tensiune în RET și RED. Dac ă se constat ă c ă utilizarea acestor m ăsuri
nu este suficient ă, atunci se recurge și la redispecerizarea unit ăților de generare conform
ordinei de merit din cadrul pie ței de echilibrare sau prin modificarea notific ărilor ca abaterea
de la ordinea de merit.
De aceea, în cadrul activit ăților desf ăș urate la nivelul DEN, prin studii de sistem și
analize, este necesar ca prin planificarea și programarea func ționarii SEN s ă se ob țin ă
regimuri sigure de func ționare a SEN, astfel încât s ă se identifice în func ție de balan ța de
puteri și de topologia re țelei electrice, elementele care contribuie la apari ția congestiilor,
urm ărindu-se minimizarea costurilor aferente acestora.
3.3.2. Alocarea costului congestiilor
Costul pentru managementul congestiilor la cre ștere de putere se calculeaz ă conform
[74]. De aceea, în conformitate cu [75], puterea pr odus ă de c ătre SRE se poate reduce pân ă la
puterea notificat ă, în caz de necesitate pentru echilibrare. In caz d e identificare a unei
congestii în re țeaua electric ă, prin calcule iterative se identific ă grupul de SRE inclusiv de
centrale electrice clasice influente și asupra c ărora se dispune reducerea puterii produse.
3.3.3. Surse regenerabile în Sistemul Energetic Na țional
Zonele geografice cele mai prielnice din punct de v edere al poten țialului eolian, pe
teritoriul României, sunt Dobrogea, Cara ș-Severin și Moldova. Din punct de vedere al
poten țialului solar, sunt zonele de sud, sud-est și vestul României.
Dintre zonele care au condi ții favorabile pentru introducerea SRE, zona Dobroge a este
cea în care au fost racordate cele mai multe centra le, aproximativ 2200 MW instala ți în CEE
[7] (la începutul lunii ianuarie 2014) dintr-un tot al de aproximativ 2500 MW instala ți în CEE
dispecerizabile. Totalizând, pân ă la începutul anului 2014, aproximativ 2600 MW în C EE și
aproximativ 860 MW în CEF.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
19
CAPITOLUL 4
IDENTIFICAREA ȘI ELIMINAREA CONGESTIILOR
4.1. REGIMURI DE FUNC ȚIONARE ALE SISTEMELOR ELECTROENERGETICE CU
NIVEL RIDICAT DE INTEGRARE A SRE
Abordarea acestei provoc ări, a implement ării noilor surse, trebuie s ă țin ă cont de
siguran ța în func ționarea sistemului, de problemele legate de capacit atea re țelei electrice și de
managementul congestiilor [80].
În condi țiile cre șterii num ărului de SRE integrate în SEE, studiile realizate l a nivelul
planific ării sistemului ar trebui s ă efectueze și s ă analizeze posibilitatea implement ării
dispozitivelor FACTS, respectiv leg ături HVDC în zonele necesare, dar și impactul acestora
asupra func țion ării sistemului, din punct de vedere al restaur ării sistemului, r ăspunsul
sistemului în prezen ța acestora la evenimente extreme, reglajul frecven ței și de tensiune, dar și
studii de rezonan ță , studii de armonice [80] etc.
De asemenea, în procesul de planificare trebuie s ă se țin ă cont și de programul de
mentenan ță a echipamentelor re țelei de transport, pentru adecvan ța sistemului, dar și de
lucr ările în curs de desf ăș urare din sistem; în acela și timp toate cele enumerate nu trebuie s ă
limiteze produc ția centralelor cu surse regenerabile, decât atunci când siguran ța sistemului
poate fi afectat ă [79].
În literatura de specialitate, sunt prezentate dive rse metode de abordare a
managementului congestiilor, prin intermediul a dif eri ți indici precum factorul de distribu ție a
circula țiilor de putere (PTDF), factorul de disponibilitate a vântului (WAF), factorul de
distribu ție a declan șă rii unei linii electrice (LODF) sau factorul de dis tribu ție a generatorului
schimbat (GSDF).
4.2. METODA FACTORULUI DE DISTRIBU ȚIE
4.2.1. Metoda de calcul a PTDF în func ție de ecua țiile de material
Factorul de distribu ție PTDF este definit ca fiind „circula ția de putere pe latura k (unde
num ărul total de laturi este m) la cre șterea puterii generate în nodul i cu o unitate (unde
num ărul total de noduri este n), respectiv sc ăderea puterii unui nod de referin ță cu o unitate”
[82].
k
ki
iPPTDF P∂=∂ (4.1)
4.2.2. Metoda de calcul a TCDF în func ție de matricea Jacobian
Pentru determinarea factorului de distribu ție a congestiilor pe liniile de transport,
ecua țiile circula țiilor de putere activ ă și reactiv ă pe o linie k, conectat ă între nodurile i și j,
pot fi scrise sub forma [81]:

2cos( ) cos ij i j ij ij i j i ij ij P VVY V Y θ δ δ θ = + − − (4.8)

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
20 2
2sin( ) sin 2i sh
ij i j ij ij i j i ij ij V Y Q VVY V Y θ δ δ θ =− + − + − (4.9)

unde: iVși iδ sunt modulul tensiunii și argumentul corespunz ătoare nodului i;
ij Yși ij θ – admitan ța și argumentul corespunz ătoare elementului ij din matricea
admitan țelor nodale []nn Y.
Factorii de distribu ție a congestiilor pe liniile de transport (TCDF), c onform [81], indic ă
cât de mult s-au modificat puterile active și reactive pe o linie de transport ca urmare a unei
injec ții de putere activ ă, respectiv de putere reactiv ă. Astfel rezult ă factorii de distribu ție
PTCDF și QTCDF, defini ți dup ă cum urmeaz ă:
ij k
n
nPPTCDF PΔ=Δ (4.10)
ij k
n
nQQTCDF QΔ=Δ (4.11)
Folosind dezvoltarea în serie Taylor (ignorând term enii de ordin doi și de ordin
superior) în ecua țiile (4.8) și (4.9), rezult ă:
ij ij ij ij
ij i j i j
i j i j P P P P P V V V V δ δ δ δ ∂ ∂ ∂ ∂ Δ = Δ + Δ + Δ + Δ ∂ ∂ ∂ ∂ (4.12)
ij ij ij ij
ij i j i j
i j i j Q Q Q Q Q V V V V δ δ δ δ ∂ ∂ ∂ ∂ Δ = Δ + Δ + Δ + Δ ∂ ∂ ∂ ∂ (4.13)
Ecuațiile (4.12) și (4.13) pot fi rescrise astfel:
ij ij i ij j ij i ij j P a b c V d V δ δ Δ = Δ + Δ + Δ + Δ (4.14)
' ' ' '
ij ij ij ij ij i j i j Q a b c V d V δ δ Δ = Δ + Δ + Δ + Δ (4.15)
Ținând cont de expresiile puterilor ij P și ij Q, se pot ob ține coeficien ții ecua țiilor (4.14)
și (4.15) dup ă cum urmeaz ă:
sin( ) ij i j ij ij j i a VV Y θ δ δ = + − ( 4.15,a)
sin( ) ij i j ij ij j i b VV Y θ δ δ =− + − (4. 15,b)
'cos( ) i j ij ij j i ij a VVY θ δ δ = + − (4 .16,a)
'cos( ) i j ij ij j i ij b VVY θ δ δ =− + − (4.1 6,b)
Pentru determinarea factorului de distribu ție TCDF se folose ște matricea Jacobian:
[ ]11 12
21 22 J J PJJ J Q V V δ δ Δ Δ Δ         = =         Δ Δ Δ         (4.17)
Se consider ă ipoteza c ă se neglijeaz ă dependen țele P-U și Q-δ, astfel că ecua ția
(4.17) poate fi scris ă sub form ă simplificat ă:
[][][][][]1
11 J P M P δ−Δ = Δ = Δ (4 .20)
[][][][][]1
22 V J Q N Q −Δ = Δ = Δ (4. 21)

Ecua țiile (4.20) și (4.21) pot fi rescrise în urm ătoarea form ă:
1n
i il l
lm P δ
=Δ = Δ ∑, pentru 1,2,…….. , i n i e = ≠ (4.22)
1n
i il l
lV n Q
=Δ = Δ ∑, pentru 1,2,…….. , i n i e = ≠ (4.23)
unde n reprezint ă num ărul de noduri, iar e reprezint ă nodul de echilibru.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
21 Ținând cont de ipoteza f ăcut ă anterior, ecua țiile (4.14) și (4.15) se pot rescrie astfel:
ij ij i ij j P a b δ δ Δ = Δ + Δ (4.24)
' '
ij ij i ij j Q a V b V Δ = Δ + Δ (4.25)
Înlocuind ecua ția (4.22) în ecua ția (4.24) și ecua ția (4.23) în ecua ția (4.25), rezult ă:

( )( ) ( ) 1 1 1 2 2 2 ……… ij ij i ij j ij i ij j ij in ij jn n P a m b m P a m b m P a m b m P Δ = + Δ + + Δ + + + Δ (4.28)
( )( ) ( )' ' ' ' ' '
1 1 1 2 2 2 ……… ij ij i ij j ij i ij j ij in ij jn n Q a n b n Q a n b n Q a n b n Q Δ = + Δ + + Δ + + + Δ (4.29)

Astfel ecua țiile (4.28) și (4.29) pot lua forma:

1 1 2 2 ……… k k k
ij n n P PTCDF P PTCDF P PTCDF P Δ = Δ + Δ + + Δ (4.30)
1 1 2 2 ……… k k k
ij n n Q QTCDF Q QTCDF Q QTCDF Q Δ = Δ + Δ + + Δ (4.31)

Rezult ă factorii de distribu ție a congestiei produse de circula țiile de putere activ ă pe linia
conectat ă între nodurile i și j:
k
n ij in ij jn PTCDF a m b m = + ( 4.32)
' 'k
n ij in ij jn QTCDF a n b n = + (4.33)
Ace ști factori de distribu ție pot fi utiliza ți ca sensibilit ăți în cadrul managementului
congestiilor. Altfel spus, în cazul apari ției unei congestii în re țea, factorii de distribu ție pot fi
utiliza ți pentru a ob ține o reducere minim ă a puterii produse de SRE, prin identificarea celor
mai “influente centrale” la sc ăderea produc ției pentru eliminarea congestiilor și cele mai
“neinfluente centrale” la cre șterea produc ției pentru men ținerea echilibrului dintre generare și
consum în sistem.
Reducerea puterii produse de SRE se poate realiza d in dou ă motive: pentru echilibrarea
balan ței între produc ție și consum și în cazul apari ției de restric ții de re țea.
4.2.3. Algoritmul de calcul a managementului conges tiilor prin intermediul
factorilor de distribu ție
În acest scop, pornind de la metoda de calcul a PTC DF în func ție de matricea Jacobian
s-a realizat, utilizând limbajul de programare Matlab, un algoritm de determinare a factorilor
de distribu ție a circula țiilor de putere activ ă și reactiv ă.

Valoarea factorului de distribu ție a circula țiilor de putere activ ă indic ă care centrale au
influen ță pozitiv ă, respectiv influen ță negativ ă asupra circula ției pe o linie electric ă,
astfel încât produc ția acestor centrale s ă poat ă fi modificat ă pentru eliminarea
congestiilor.

Factorul de distribu ție a circula țiilor de putere reactiv ă indic ă nodul din re țeaua
electric ă în care este necesar ă ac țiunea unui echipament de compensare a puterii
reactive.
Algoritmul propus pentru realizarea managementului congestiilor prin intermediul
factorilor de distribu ție cuprinde urm ătorii pa și:
1. Se ini țializeaz ă parametrii re țelei pentru calculul regimului permanent prin metod a
Newton-Raphson;
2. Se calculeaz ă factorii de distribu ție;
3. Se ordoneaz ă factorii de distribu ție în func ție de influen ța nodurilor pentru fiecare
latur ă a re țelei electrice;
4. Se efectueaz ă analiza contingen țelor;
5. Se identific ă congestiile ap ărute și se calculeaz ă factorii de distribu ție corespunz ători;
6. Se recurge la redispecerizarea produc ției, în func ție de factorii de distribu ție calcula ți,
pentru fiecare congestie ap ărut ă;
7. Se verific ă dac ă a fost eliminat ă congestia.
8. Stop

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
22 4.3. UTILIZAREA DISPOZITIVELOR FACTS ÎN TRATAREA CONGES TIILOR
4.3.1. Aspecte generale
Pentru flexibilitatea sistemului sunt necesare nu d oar centrale clasice cu r ăspuns rapid,
echipamente de stocare a energiei, dar și linii electrice pe care s ă poat ă fi transportat ă f ără
probleme puterea generat ă. Deoarece, re țelele de transport func ționeaz ă deja aproape de
capacitatea maxim ă, introducerea în sistem a echipamentelor pe baz ă de electronic ă de putere,
re țele de tip Smart Grid și Supergrid, care s ă permit ă transportul puterii produse din zonele cu
SRE c ătre zonele consumatoare f ără a înc ărca re țeaua de transport, poate fi o op țiune. De
aceea, utilizarea Smart Grid împreun ă cu tehnologiile bazate pe electronic ă de putere, FACTS
și HVDC, va conduce la performan țe superioare ale SEE.
Aceste tehnologii care au la baz ă electronic ă de putere, HVDC și FACTS, vor avea un
rol important în integrarea cât mai multor SRE în r e țelele Smart și Super Grid ale viitorului
[80], conducând astfel la eliminarea sau reducerea congestiilor datorate produc ției din SRE.
Dispozitivele FACTS au rolul de a cre ște flexibilitatea sistemelor electroenergetice în
exploatare, ceea ce determin ă o eficien ță ridicat ă și un control mai bun prin cre șterea
capacit ății de transport a liniilor și capabilitatea de a p ăstra circula ția de putere pe trasee
prestabilite. Exist ă diferite dispozitive FACTS care au fost introduse în re țelele electrice
existente [80], [85], dar și dispozitive noi care pot fi implementate. În figu ra 4.3 sunt
clasificate dispozitivele FACTS în func ție de modul de conectare la re țeaua electric ă.

TSR Dispozitive
FACTS
deriva ție-serie
UPFC
HVDC
HVDC VSC Dispozitive
serie
SSSC
TCSC TCSC
TSSC
TCSR
TSSR Dispozitive
FACTS
deriva ție
SVC
TCR STATCOM
TSR TSR Dispozitive
FACTS
deriva ție-serie
UPFC
HVDC
HVDC VSC Dispozitive
serie
SSSC
TCSC TCSC
TSSC
TCSR
TSSR Dispozitive
FACTS
deriva ție
SVC
TCR STATCOM Dispozitive
FACTS
deriva ție-serie
UPFC
HVDC
HVDC VSC Dispozitive
FACTS
deriva ție-serie Dispozitive
FACTS
deriva ție-serie
UPFC UPFC
HVDC HVDC
HVDC VSC HVDC VSC Dispozitive
serie
SSSC
TCSC TCSC
TSSC
TCSR
TSSR Dispozitive
FACTS
deriva ție
SVC
TCR STATCOM Dispozitive
serie
SSSC
TCSC TCSC
TSSC
TCSR
TSSR Dispozitive
serie Dispozitive
serie
SSSC SSSC
TCSC TCSC
TSSC TSSC
TCSR TCSR
TSSR TSSR Dispozitive
FACTS
deriva ție
SVC
TCR STATCOM Dispozitive
FACTS
deriva ție Dispozitive
FACTS
deriva ție
SVC SVC
TCR TCR STATCOM STATCOM

Fig. 4.3. Clasificarea dispozitive FACTS

Din literatura de specialitate se constat ă c ă pentru realizarea controlului circula țiilor de
putere activ ă pe liniile electrice cel mai utilizat dispozitiv F ACTS este TCSC. De aceea, în
continuare se va detalia modelarea acestui dispozit iv și posibilitatea implement ării acestuia în
cadrul algoritmului de calcul a factorilor de distr ibu ție.
4.3.2. Condensator serie controlat cu tiristoare – TCSC
Condensatorul serie controlat cu tiristoare (TCSC) este un circuit paralel, format dintr-
un condensator montat în serie cu linia și o bobin ă controlat ă cu tiristoare montat ă în paralel
cu condensatorul (fig. 4.4). Rolul acestui dispozit iv este de a realiza controlul circula ției de
puteri, în mod continuu, pe liniile electrice de te nsiune alternativ ă.
Func ționarea TCSC este reprezentat ă prin intermediul bobinei reglabile modelat ă prin
reactan ța inductiv ă ()LXα și condensatorul fix, modelat prin reactan ța capacitiv ă CX,
conform figurii 4.4 [85].

Fig. 4.4. Schema dispozitivului TCSC

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
23 Reactan ța echivalent ă a circuitului se poate determina astfel [85]:
( )()
( )C L
echiv
L C X X XX X ααα⋅=− (4.34)
sau având în vedere expresiile 1
CX j Cω=− și LX j L ω=, rezult ă:
( )1
1echiv X j
CLα
ωω=−
−
(4.35)
Atunci când schema are o reactan ță CX mai mare decât reactan ța ()LXα, acest
dispozitiv TCSC prezint ă dou ă domenii admisibile de func ționare, în func ție de valorile lui
rα: un domeniu în care ( )TCSC Xα este capacitiv, pentru lim 2Cπα α ≤ ≤ și un domeniu în care
( )TCSC Xα este inductiv pentru lim 0Lα α ≤ ≤ .
Modelarea dispozitivului TCSC se poate realiza prin intermediul unei reactan țe serie
variabil ă ( )TCSC Xα, care se poate modifica în mod automat astfel încâ t valoarea impus ă pentru
circula ția de putere activ ă la nivelul unei linii electrice s ă r ămân ă neschimbat ă. Pentru
integrarea acestui dispozitiv în calculele de regim permanent, valoarea reactan ței se va calcula
prin metoda Newton – Raphson [85], astfel pe linia de transport conectat ă între nodurile i j −,
se introduce un nod suplimentar m.
Astfel, puterile nodale corespunz ătoare nodurilor i și m, sunt:
nou TCSC
i i im P P P = + (4.42,a)
nou TCSC
m m mi P P P = + (4.42,b)
nou TCSC
i m i iQ Q Q = + (4.42,c)
nou TCSC
m m mi Q Q Q = + ( 4.42,d)
Pentru utilizarea dispozitivului TCSC în aplica ții care implic ă controlul puterii active pe
o linie electric ă, adic ă modificarea reactan ței longitudinale echivalente a liniei, se introduce o
ecua ție suplimentar ă, astfel încât circula ția de putere pe linie s ă fie egal ă cu valoarea impus ă:
TCSC imp TCSC
im im im P P P Δ = − (4 .43)
unde imp
im P este puterea activ ă impus ă pe leg ătura i-m.
Ecua ția (4.43) a TCSC
im PΔse poate introduce în calculul vectorului abaterilo r de putere
PΔși QΔ pentru realizarea regimului permanent prin metoda Newton-R aphson.
Noii termenii J11 și J22 , necesari pentru calculul factorilor de distribu ție PTCDF și
QTCDF, rezulta ți dup ă introducerea dispozitivului TCSC în termenii subma tricelor H și L iau
forma:
– Submatricea J11 :
( )cos TCSC TCSC
TCSC TCSC TCSC im mi
im i mi m im m
mi
iP P H H VV B θ θ θ θ ∂ ∂ = = = =− − ∂ ∂ (4.45)
– Submatricea J 22 :
( )cos TCSC TCSC
TCSC TCSC TCSC im mi
im mi m i i m im i m
m iQ Q L L V V VV B V V θ θ ∂ ∂ = = = =− − ∂ ∂ (4.46)
Astfel, la sfâr șitul itera ției p, valoarea reactan ței serie a TCSC se corecteaz ă conform
ecua ției (4.56):

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
24 ( )
( ) ( 1) ( 1) p
p p p TCSC
TCSC TCSC TCSC
TCSC XX X X X− −   Δ= +  
  (4.56)
4.3.3. Includerea dispozitivului TCSC în algoritmul factorilor de distribu ție
Prin intermediul condensatorului serie controlat cu tiristoare se poate regla impedan ța
unei linii electrice de transport [85], [87]. Acest dispozitiv poate func ționa în domeniul
capacitiv, respectiv în domeniul inductiv. Reactan ța echivalent ă a dispozitivului în func ție de
unghiul de întârziere la intrarea în conduc ție a valvei cu tiristoare se poate calcula cu expre sia
[87]:
( ) ( ) ( ) () ( )
( ) ( ) ( ) ( ) ( )1
2
22 sin 2
cos tan tan TCSC C X X C
Cα π α π α
π α ω ω π α π α =− + − + −
− − − − − (4.57)
Circula ția de putere aparent ă, im S, care trece prin dispozitivul TCSC poate fi exprim at ă
prin ecua ția:
*
im im im S P jQ V I = + = ⋅ (4.60)
Ecua țiile (4.61) și (4.62) corespunz ătoare circula țiilor de putere activ ă și reactiv ă, pot fi
exprimate pornind de la ecua țiile (4.36, a și b), prin introducerea acestora în ecua ția (4.60):
()(1) sin im i m TCSC i m P VV B θ θ =− − (4.61)
()2
(1) im i TCSC i m TCSC i m Q V B VV B cos θ θ =− + − (4.62)
Caracteristicile dispozitivului, mai exact reactan ța (1) TCSC X, define ște valoarea ini țial ă a
unghiului de întârziere la intrarea în conduc ție [87], [88].
4.3.4. Amplasarea dispozitivului TCSC pentru elimin area congestiilor
Amplasarea optim ă a unui dispozitiv TCSC, conform [86], poate fi det erminat ă prin
intermediul factorului de sensitivitate PI a circula ției de putere activ ă, pornind de la indicele
de performan ță a circula ției de putere activ ă:

2
max
12LnN
z Lz
z Lz W P PI n P =  = 
  ∑ (4.76)
unde: PI este indicele de performan ță a circula ției de putere activ ă, zW coeficient de întârziere
real și pozitiv, Lz P circula ția de putere activ ă pe o linie z, max
Lz P capacitatea maxim ă a liniei z,
LN num ărul de linii din re țeaua electric ă analizat ă, iar n exponent.
Valoarea indicelui PI va fi mic ă atunci când înc ărc ările pe toate liniile electrice se încadreaz ă
în limitele admisibile și ajunge la valori mari atunci când apar suprasarci ni.
Acest factor de sensitivitate poate fi definit în f unc ție de parametrii dispozitivului TCSC
conectat pe linia k între nodurile i și j, dup ă cum urmeaz ă:
0|
TCSC k
ij X
TCSC PI bX=∂=∂ (4.77)
unde k
ij b este factorul de sensitivitate șiTCSC X reactan ța dispozitivului TCSC.
Astfel factorul de sensitivitate, k
ij bpoate fi scris ca:

4
3
max
11LN
Lz
z Lz
z TCSC Lz TCSC P PI W P X P X =  ∂ ∂=  ∂ ∂   ∑ (4.78)

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
25 Termenii 0|
TCSC i
X
TCSC P
X=∂
∂ și 0|
TCSC j
X
TCSC P
X=∂
∂ pot fi ob ținu ți dup ă cum urmeaz ă:
( )
( )()
( )2 2
2
0 0 2 2 2 2 2 2 | | 2 cos sin
TCSC TCSC ij ij ij ij i im
X X i i j ij i j ij
TCSC TCSC ij ij ij ij x r r x P P V VV VV X X r x r x δ δ = = − ∂ ∂ = =− − − ∂ ∂ + + (4.80)
( )
( )()
( )2 2
2
0 0 2 2 2 2 2 2 | | 2 cos sin
TCSC TCSC ij ij j jm ij ij
X X j i j ij i j ij
TCSC TCSC ij ij ij ij x r P P r x V VV VV X X r x r x δ δ = = − ∂ ∂ = =− − + ∂ ∂ + + (4.81)
Folosind metoda indicelui de performan ță PI , amplasarea dispozitivului TCSC este
indicat ă pe linia cu cel mai mic factor de sensitivitate.
Algoritmul propus pentru realizarea managementului congestiilor prin intermediul
factorilor de distribu ție în prezen ța unui dispozitiv TCSC în re țeaua electric ă cuprinde
urm ătorii pa și (fig. 4.7):
1. Se ini țializeaz ă parametrii re țelei pentru calculul regimului permanent prin metod a
Newton-Raphson;
2. Se identific ă locul optim de amplasare a dispozitivului TCSC pri n intermediul
indicelui de performan ță ;
3. Se implementeaz ă dispozitivului TCSC în re țeaua electric ă;
4. Se reini țializeaz ă parametrii rețelei pentru calculul regimului permanent prin metod a
Newton-Raphson în prezen ța dispozitivului TCSC;
5. Se calculeaz ă factorii de distribu ție;
6. Se ordoneaz ă factorii de distribu ție în func ție de influen ța nodurilor pentru fiecare
latur ă a re țelei electrice;
7. Se efectueaz ă analiza contingen țelor;
8. Se identific ă congestiile ap ărute și se calculeaz ă factorii de distribu ție corespunz ători;
9. Se recurge la redispecerizarea produc ției, în func ție de factorii de distribu ție calcula ți,
pentru fiecare congestie ap ărut ă;
10. Se verific ă dac ă a fost eliminat ă congestia.
11. Stop

START
Calcul factori TCDF Calcul matrice
Jacobian [J]
Extragere matrici
[J 11 ] și [J 22 ]Calcul regim
permanent
Regim
convergent
DA NU
QTCDF PTCDF Inițializarea
parametrilor
Calcul
inversei
Analiza contingențelor Analiza contingențelor
Există
congestii Există
congestii NU NU DA DA Managementul
congestiilor cu
PTCDF Managementul
congestiilor cu
PTCDF STOP STOP Calcul indice de
performanțăImplementarea
TCSC START START
Calcul factori TCDF Calcul factori TCDF Calcul matrice
Jacobian [J] Calcul matrice
Jacobian [J]
Extragere matrici
[J 11 ] și [J 22 ]Extragere matrici
[J 11 ] și [J 22 ]Calcul regim
permanent Calcul regim
permanent
Regim
convergent Regim
convergent
DA DA NU NU
QTCDF QTCDF PTCDF PTCDF Inițializarea
parametrilor Inițializarea
parametrilor
Calcul
inversei Calcul
inversei
Analiza contingențelor Analiza contingențelor
Există
congestii Există
congestii NU NU DA DA Managementul
congestiilor cu
PTCDF Managementul
congestiilor cu
PTCDF STOP STOP Calcul indice de
performanțăCalcul indice de
performanțăImplementarea
TCSC Implementarea
TCSC

Fig. 4.2. Algoritmul de calcul a managementului congestiilor prin intermediul factorilor de
distribu ție, în prezen ța unui dispozitiv TCSC

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
26
CAPITOLUL 5
STUDII DE CAZ
5.1. FUNC ȚIONAREA SISTEMULUI ELECTROENERGETIC ÎN PREZEN ȚA SRE
În cadrul acestui capitol sunt prezentate diferite studii de caz, privind necesitatea
îndeplinirii cerin ței tehnice de trecere peste defect, respectiv efect ul surselor regenerabile
asupra re țelei electrice. Studiile de caz au fost prezentate în cadrul unor conferin țe interne și
interna ționale [9], [12], [28], [79], [83], [90], [91].
5.1.1. Necesitatea îndeplinirii cerin ței tehnice de conectare la re țea – trecerea peste
defect
Scopul acestui studiu de caz este s ă ilustreze îndeplinirea cerin ței tehnice de trecere
peste defect, impus ă surselor regenerabile de c ătre operatorul de sistem prin Norma tehnic ă
[21]. Aceast ă analiz ă a fost prezentat ă în lucrarea [28].
Se consider ă modelul echivalent al unei centralei eoliene, echi pat ă cu generatoare DFIG
sau PMSG, cu o putere de 48 MW, conectat ă la o re țea electric ă reprezentat ă ca un nod de
putere infinit ă. A fost simulat un scurtcircuit trifazat pe linia electric ă la momentul t=1 s, pe
linia de înalt ă tensiune. În func ție de tipul generatorului, se urm ăresc reac țiile diferite în urma
acestui eveniment în re țeaua electric ă (curba verde – PMSG; curba albastr ă – DFIG).
Centrala echipat ă cu DFIG injecteaz ă curent reactiv în trepte, în func ție de valoarea
tensiunii în PCC, în timp ce centrala echipat ă cu PMSG injecteaz ă curentul maxim reactiv de
care dispune pe toat ă durata defectului, conform set ărilor implementate, pentru men ținerea
tensiunii în PCC.
În figurile 5.8. și 5.9. sunt reprezentate curbele de varia ție ale tensiunii la PCC,
comparativ cu forma golurilor de tensiune din norma tehnic ă de racordare [21]. De asemenea,
se constat ă c ă odat ă cu eliminarea defectului, tensiunea revine la valo ri normale datorit ă
injec ției de curent reactiv de la generatoarele eoliene.

Fig. 5.8. Varia ția tensiunii pe durata unui gol de tensiune, dup ă apari ția unui defect în re țea, utilizând
logica de reglaj de la DFIG (WTG 2)

Acestea respect ă cerin ța normei, ca pe durata defectului s ă se injecteze un curent reactiv
maxim, iar dup ă eliminarea defectului s ă produc ă puterea activ ă maxim ă posibil ă ce se poate

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
27 ob ține în condi țiile meteo din acel moment. Dup ă ce tensiunea în PCC a ajuns la limitele
normale, logica de trecere peste defect se dezactiv eaz ă și intr ă în func țiune logica de
func ționare la tensiune normal ă. Se poate observa c ă între r ăspunsul celor dou ă tipuri de
centrale eoliene apar diferen țe, dar ambele respect ă condi țiile impuse de norma tehnic ă.
Diferen țele ap ărute se datoreaz ă tehnologiilor diferite și implicit set ărilor diferite de la
generatoare, respectiv de la convertoare.

FRT capability _ WTG 1
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0
Time (seconds) V o lta g e a t th e P C C (p .u .) v1
zvrt
lvrt

Fig. 5.9. Varia ția tensiunii pe durata unui gol de tensiune, dup ă apari ția unui defect în re țea, utilizând
logica de reglaj de la PMSG (WTG 1)
5.1.2. Efectul surselor regenerabile asupra re țelei electrice
Având în vedere faptul c ă cea mai mare parte din sursele regenerabile care s -au racordat
la re țeaua electric ă pân ă în luna martie 2013 sunt localizate în zona Dobrog ea, s-a ales aceast ă
zon ă pentru analiz ă. Pentru aceasta, în lucrare, s-a dezvoltat un prog ram de calcul, folosind
mediul de programare Matlab, pentru realizarea echi valentului fiec ărui sistem intern de
cabluri din centralele electrice cu surse regenerab ile.
Acest studiu de caz analizeaz ă efectul surselor regenerabile (centralelor eoliene ) asupra
re țelei existente. Au fost analizate urm ătoarele scenarii:
(i) func ționarea SEN la vârful de sarcin ă iarna, considerând 70% din puterea instalat ă
în CEE (1400 MW, din care 1350 MW în zona Dobrogea) , cu 500 MW sold de
export (cazul A);
(ii) func ționarea SEN la gol de sarcin ă vara, considerând 70% din puterea instalat ă în
CEE (1400 MW, din care 1350 MW în zona Dobrogea), c u 300 MW sold de
import (cazul B);
(iii) func ționarea SEN la gol de sarcin ă vara, considerând 85% din puterea instalat ă în
CEE (1700 MW, din care 1650 MW în zona Dobrogea), c u 100MW sold de
import (cazul C);
(iv) func ționarea SEN la vârful de sarcin ă iarna, considerând 100% din puterea
instalat ă în CEE (2000 MW, din care 1830 MW în zona Dobrogea ), cu 500MW
sold de export (cazul D).
Analiza a fost efectuat ă pe sisteme de operare cu N elemente și N-1 elemente în
func țiune, atât pentru golul de sarcin ă cât și pentru vârful de sarcin ă. Scopul analizei a fost
verificarea îndeplinirii criteriului N-1.
Se constat ă c ă, pentru o putere de 1400 MW în CEE (70% din putere a instalat ă) și o
putere de 1400 MW de la CNE Cernavod ă, criteriul N-1 se verific ă la gol și la vârf de sarcin ă.
În schemele cu o singur ă linie electric ă de 400 kV scoas ă din func țiune, re țeaua de distribu ție
este supraînc ărcat ă. Operatorul trebuie s ă ia m ăsuri pentru a schimba topologia și, dac ă este
necesar, pentru a reduce producerea de energie din CEE. În scopul de a elimina congestiile
reducerea producerii de energie electric ă din CEE se poate face fie de la cea mai influent ă
CEE, dac ă exist ă, sau în mod propor țional la toate CEE din zon ă.
Atunci când produc ția cre ște la 85% din puterea instalat ă în CEE, la gol de sarcin ă și la
100% din puterea de instalare în timpul iernii la v ârf de sarcin ă (punctele C și D), congestia

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
28 apare pentru prima dat ă la declan șarea de echipamente. Pentru aceste cazuri, o singur ă
contingen ță este suficient ă pentru a supraînc ărca alte echipamente din re țeaua electric ă.
În cazul în care o linie electric ă de 400 kV este în mentenan ță și apare o declan șare în
re țeaua electric ă, iar congestia este dat ă de supraînc ărc ările echipamentelor din zon ă este
posibil ă ac ționarea protec țiilor care s ă dispun ă reducerea sau oprirea SRE din zona cu defect.
Pentru a evalua influen ța surselor regenerabile asupra sistemului electroen ergetic este nevoie,
de asemenea, și de o analiz ă dinamic ă, atât în cazul studiilor pe re țeaua existent ă cât și în
cazul dezvolt ării acesteia.
5.1.3. Influen ța locului de amplasare a SRE asupra func țion ării SEE
Studiu de caz î și propune s ă eviden țieze influen ța SRE, în func ție de amplasarea
geografic ă a centralelor, asupra func țion ării sistemului din punct de vedere al exploat ării
re țelei electrice de transport. Calculele au fost real izate la palierul de vârf de sear ă de iarn ă,
având puterea produs ă în CEE din zona Dobrogea de 1870 MW, pentru un pal ier de consum
de 9100 MW. Simul ările dinamice au fost realizate cu software-ul „Eur ostag” [93].
Deoarece CEF instalate, pân ă în prezent, sunt în num ăr redus și racordate distribuit,
acestea nu au o influen ță important ă asupra func țion ării re țelei de transport. De aceea, în
lucrare analiza s-a orientat asupra comport ării CEE din zona Dobrogea, realizând o
compara ție între diferite scenarii posibile de func ționare a sistemului.
Scenarii studiate:
Cazul A. Studiu comparativ între circula țiile de puteri active pe liniile de transport cu
rol de evacuare a puterii produse în zona Dobrogea când puterea produs ă de CEE este 0
MW, respectiv 1870 MW. Analiza s-a efectuat în sche me cu N elemente în func țiune , dup ă
cum se poate observa în figurile 5.10, 5.11 și 5.12.

Zona Dobrogea
0 MW CEE
+
CNE Cernavod ă
1420 MW Linia 400 kV
Bucure ști Sud-Gura Ialomi țeiLinia 400 kV
Gutina ș-Smârdan
2 MW Linia 220 kV
Barbo și-Foc șaniVest
Linia 400 kV
Bucure ști Sud-Pelicanu 40 MW 215MW 90 MW
85 MW Sta ția 400 kV
Gutina șLinia 400 kV
Brasov-Gutina ș320 MW
OTS Vecin

Fig. 5.10. Circula țiile de putere activ ă din zona Dobrogea c ătre zonele vecine (produc ție 0 MW în
CEE)

Zona Dobrogea
1870 MW CEE
+
CNE Cernavod ă
1420 MW Linia 400 kV
Bucure ști Sud-Gura Ialomi țeiLinia 400 kV
Gutina ș-Smârdan
400 MW Linia 220 kV
Barbo și-Foc șani Vest
Linia400 kV
Bucure știSud-Pelicanu 380 MW 620 MW 174 MW
545 MW Statia400 kV
Gutina șLinia 400 kV
Brasov-Gutina ș7 MW
OTS Vecin

Fig. 5.11. Circula țiile de putere activ ă din zona Dobrogea c ătre zonele vecine (produc ție1870 MW în
CEE)

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
29 Linia220 kV
Barbo și-Foc șaniVest
Linia 400 kV
Bucure ști Sud-Gura Ialomi țeiZona Dobrogea
1870 MW CEE
+
CNE Cernavod ă
1420 MW Linia 400 kV
Gutina ș-Smârdan
Linia 400 kV
Bucure ști Sud-Pelicanu 585 MW 690MW 190 MW
625 MW Statia 400 kV
Gutina șLinia 400 kV
Brasov-Gutina ș86 MW
OTS Vecin

Fig. 5.12. Circula țiile de putere activ ă din zona Dobrogea c ătre zonele vecine, când linia electric ă de
400 kV Bucure ști Sud-Gura Ialomi ței este retras ă planificat din exploatare

Din aceast ă analiz ă se observ ă c ă în momentul în care puterea generat ă de CEE este
foarte mare:
– exist ă posibilitatea realiz ării unui export c ătre OTS-ul vecin mult mai mare;
– circula țiile de putere activ ă din zona Dobrogea c ătre zonele apropiate (zona
Bucure ști și zona Moldova) cresc foarte mult în compara ție cu situa ția când lipse ște puterea
generat ă de CEE;
– sensul fluxului de putere î și schimb ă direc ția: circula ția de putere din zona
Dobrogea trece prin zona Moldova c ătre zona de nord a sistemului, datorit ă fluxului mare de
putere dinspre zona Dobrogea (zon ă excedentar ă) c ătre zona Moldova (zon ă deficitar ă),
acesta din urma devenind zon ă de tranzit de putere.
Cazul B. Studiu comparativ între limitele de putere produs ă în CEE din punct de
vedere al func țion ării sistemului în regim sta ționar și în regim dinamic, la declan șarea unei
linii de transport în scheme cu N-1 elemente în fun c țiune.
În urma studiului de la cazul A, se poate observa c ă atunci când CEE au condi ții de
func ționare la puteri mari, influen ța cea mai mare, din punct de vedere al circula ției de putere
activ ă, apare pe linia electric ă de 400 kV Bucure ști Sud-Gura Ialomi ței.
Din analiza rezultatelor pentru calculele de regim dinamic s-a ales cazul cu linia 400 kV
Bucure ști Sud-Gura Ialomi ței retras ă planificat din exploatare și declan șarea liniei de 400 kV
Tulcea Vest-Isaccea.
Condi țiile de realizare a simul ării în regim dinamic:
– linia electric ă de 400 kV Bucure ști Sud-Gura Ialomi ței este retras ă din exploatare;
– la momentul t 0=1 s apare un defect trifazat pe linia electric ă de 400 kV Tulcea Vest-
Isaccea în apropierea sta ției electrice de 400 kV Tulcea Vest, care este elim inat rapid cu
teleprotec ție prin declan șarea liniei la momentul t 1=1,12 s în sta ția electric ă de 400 kV
Tulcea Vest și la momentul t 2=1,16 s în sta ția electric ă de 400 kV Isaccea.
În figura 5.16 a, b sunt prezentate varia țiile tensiunii la barele sta țiilor electrice de 110
kV și de 400 kV din zona analizat ă. În figurile 5.17 și 5.18 este prezentat r ăspunsul CEE la
apari ția scurtcircuitului pe linia electric ă de 400 kV Tulcea Vest-Isaccea.

a)

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
30

b)

Fig. 5.16. Nivelul tensiunii: a) în sta țiile electrice de 110 kV din zona Dobrogea; b) în s ta țiile electrice
de 400 kV din zona Dobrogea și zonele apropiate.

Fig. 5.17. Injec ția de putere reactiv ă a CEE pentru men ținerea nivelului de tensiune

Fig. 5.18. Varia ția unghiului intern al unor generatoare din CEE în raport cu un generator sincron luat
ca referin ță

Conform analizei rezultatelor se poate observa c ă fluctua țiile de putere datorate varia ției
puterii generate de CEE influen țeaz ă func ționarea sistemului prin stresarea acestuia.
5.1.4. Influen ța regulatoarelor implementate în centralele electri ce eoliene (CEE)
asupra func țion ării SEE
Studiu de caz [91] î și propune s ă eviden țieze influen ța ac țiunii regulatoarelor
implementate în centralele cu SRE, mai exact în CEE , ca urmare a cerin țelor tehnice impuse
de operatorii de re țea, asupra func ționarii SEE din punct de vedere al exploat ării acestuia.
În cadrul simul ărilor au fost folosite modelele create la DEN pentr u modelarea celei mai
mari CEE din cadrul SEN, CEE Fântânele. Aceast ă CEE are puterea total ă instalat ă 347 MW
împ ărțit ă în trei clustere. Centrala este echipat ă cu generatoare sincrone cu magne ți
permanen ți (PMSG) cu conversie 100%.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
31 5.1.4.1. Varia ția vitezei vântului
În acest scenariu puterea activ ă generat ă de CEE Fântânele este modificat ă prin
consemne de vitez ă a vântului, astfel:
• la t= 5 s viteza vântului scade cu 1 m/s la fiecare pas de 1 s pe o durat ă de 3 s;
• la t= 100 s viteza vântului cre ște cu 2 m/s la fiecare pas de 1 s, pe o durat ă de 4 s.
Modificarea vitezei vântului este ilustrat ă în figura 5.20, unde se arat ă cum viteza
vântului scade de la 10,75 m/s la 7,75 m/s în 3 s, respectiv cre ște de la 7,75 m/s la 15,5 m/s în
4 s. Dup ă cele dou ă modific ări ale vitezei vântului, aceasta se consider ă a fi constant ă. Pentru
ambele puncte de consemn, în figura 5.21, se ilustr eaz ă varia ția puterii active generat ă, iar în
figura 5.22 se poate observa cum unghiul de înclina re a palelor turbinelor eoliene se modific ă
pentru a capta puterea maxim ă disponibil ă la acea vitez ă a vântului.

Fig. 5.20. Preluarea comenzii de schimbare a consem nului de vitez ă.

Fig. 5.21. Varia ția puterii active la modificarea consemnului de vit ez ă a vântului.

Fig. 5.22. Modificarea unghiului de înclinare a pal elor turbinei.

Simul ările prezentate exemplific ă cum puterea activ ă generat ă de o central ă electric ă
eolian ă se modific ă odat ă cu schimbarea vitezei vântului, conducând astfel l a varia ții de
putere activ ă în întreg sistemul electroenergetic la care este r acordat ă.
5.1.4.2. Varia ția consemnului puterii active generat ă de CEE
Orice CEE trebuie, la solicitarea dispecerilor, s ă poat ă modifica consemnul de putere
activ ă. Pentru aceast ă simulare viteza vântului a fost considerat ă constant ă.
În acest scenariu, la t= 5 s se d ă un consemn de putere activ ă în scopul de a reduce cu
10% puterea activ ă generat ă de CEE Fântânele. Aceste simul ări arat ă pe de o parte reac ția

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
32 rapid ă a reglajelor implementate în centralele eoliene și pe de alt ă parte ilustreaz ă capacitatea
acestora de a lua parte la reglajul frecven ței și de a controla nivelul tensiunii.
5.1.4.3. Varia ția consemnului de tensiune
În acest scenariu a fost studiat ă influen ța modific ării consemnului de tensiune în sta ția
electric ă de 110 kV Tariverde, astfel:
• la t = 5 s a fost considerat ă o sc ădere de tensiune de la 1.04 u.r. la 1 u.r.;
• la t = 30 s a fost solicitat ă o cre ștere a tensiunii de la 1 u.r. la 1.1 u.r.
În figura 5.27 sunt ilustrate: consemnele de tensiu ne considerate, varia ția tensiunii pe
bara de 110 kV a sta ției electrice Tariverde și varia ția tensiunii la bornele generatoarelor
eoliene în urma modific ării consemnului de tensiune.

Fig. 5.27. Varia ția tensiunii la primirea consemnului de tensiune.

În figura 5.29 se indic ă pragurile de minim și de maxim ale componentei reactive a
curentului, precum și valoarea la care a ajuns în urma comut ării ploturilor, iar în figura 5.30 se
prezint ă varia ția puterii reactive pentru atingerea consemnului de tensiune.

Fig. 5.29. Limitele și varia ția componentei reactive a curentului ca r ăspuns la acțiunea comutatorului
de ploturi.

Fig. 5.30. Varia ția puterii reactive a generatorului.

Când tensiunea la nodul terminal al generatoarelor va atinge una dintre limitele de
tensiune (0,9-1,1) u.r. sau una dintre limitele cur entului reactiv, func ționarea reglajului de

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
33 tensiune se blocheaz ă, deoarece set ările protec țiilor generatoarelor nu permit func ționarea în
afara acestor game.
5.1.4.4. Scurtcircuit pe o linie electric ă din zona Dobrogea
Cazul A. În acest scenariu se simuleaz ă un scurtcircuit trifazat pe linia electric ă de 400
kV Constan ța Nord-Cernavod ă, care va fi eliminat de c ătre sistemul de protec ție din zon ă
dup ă 50-60 ms. În urma incidentului din re țea se poate observa o varia ție a tensiunii în sta țiile
electrice de 110 kV și 400 kV Tariverde (fig. 5.33), precum și oscila ții ale puterii active (fig.
5.34) la bornele generatoarelor eoliene din central a eoliană Fântânele. Acestea implic ă varia ții
ale puterii reactive la bornele generatoarelor eoli ene (fig. 5.35) pentru a sus ține tensiunea în
punctul comun de conectare, adic ă în sta ția electric ă de 110 kV Tariverde.

Fig. 5.33. Varia ția tensiunii la 110 kV și 400 kV în sta ția electric ă Tariverde la apari ția unui
scurtcircuit în zon ă.

Fig. 5.34. Varia ția puterii reactive la bornele generatoarelor din C EE Fântânele la apari ția unui
scurtcircuit în zon ă.

Fig. 5.35. Varia ția puterii active la bornele generatoarelor din CEE Fântânele la apari ția unui
scurtcircuit în zon ă.

În figurile men ționate se observ ă c ă oscila țiile se amortizeaz ă dup ă o scurt ă durat ă, iar
tensiunea revine la valori normale de func ționare în sta țiile electrice de 110 kV și de 400 kV
Tariverde.
Acest scenariu arat ă c ă pe perioada unui defect, CEE Fântânele nu a declan șat, ci chiar a
sprijinit men ținerea nivelului tensiunii în zona analizat ă, în conformitate cu cerin țele tehnice
impuse de operatorul de sistem pentru racordarea SR E la re țeaua electric ă.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
34 Cazul B. În acest scenariu, se consider ă linia electric ă de 400 kV Constan ța Nord-
Cernavod ă scoas ă din func țiune și se simuleaz ă un scurtcircuit trifazat pe linia electric ă de
400 kV Gura Ialomi ței-Lacu S ărat [90]. Defectul apare la 100 ms și este eliminat rapid de
sistemele de protec ții ale liniei electrice.
Din analizele prezentate, se constat ă eficien ța sistemelor de reglaj ale grupurilor eoliene,
iar prin modelarea și utilizarea lor în calculele de sistem se ob țin informa ții valoroase cu
privire la func ționarea și capacitatea de anticipare a comportamentului grup urilor pe durata
unor evenimente simulate în sistem; în consecin ță se poate preveni func ționarea defectuoas ă
sau se pot realiza corec țiile necesare.
5.2. TESTAREA FACTORILOR DE DISTRIBU ȚIE PENTRU ELIMINAREA
CONGESTIILOR
Pentru testarea algoritmului de management al conge stiilor prin intermediul factorilor
de distribu ție, a fost utilizat ă re țeaua electric ă din zona Dobrogea a SEN, zon ă în care sunt
instalate cele mai multe centrale electrice regener abile.
Rețeaua electric ă utilizat ă este format ă din 133 de noduri, 137 de linii electrice la 110
kV, 220 kV și 400 kV, 27 de transformatoare, 6 generatoare clas ice și 55 de centrale electrice
eoliene. Puterea total ă instalat ă în aceste CEE este de aproximativ 2300 MW.
Conform algoritmului prezentat în subcapitolul 4.2. 3, se parcurg urm ătoarele etape:
(i) Se ruleaz ă programul de calcul al regimului permanent, iar cu rezultatele ob ținute se
efectueaz ă analiza contingen țelor și se identific ă congestiile (tabelul 5.4);
(ii) Se calculeaz ă factorii de distribu ție a congestiilor , rezulta ți în urma modific ării
topologiei re țelei electrice pentru analiza contingen țelor (tabelul 5.5);
(iii) Se realizeaz ă redispecerizarea produc ției , conform cu influen ța nodurilor identificate
prin intermediul factorilor de distribu ție, pentru gestionarea congestiilor, (tabelul
5.6);
(iv) Se identific ă locul optim de amplasare a unui dispozitiv TCSC , astfel încât circula ția
de putere activ ă pe liniile electrice s ă se încadreze în limitele termice admisibile, sau
în cazul liniilor electrice congestionate s ă se reduc ă circula ția de putere activ ă pe
acestea, a șa cum se exemplific ă în tabelele 5.8 și 5.9.
Scenariul analizat:
Se consider ă declan șarea, pe rând, a dou ă linii electrice de 110 kV din zona Dobrogea.
În urma analizei efectuate, din tabelul 5.4 se obse rv ă c ă au fost identificate dou ă congestii
posibile pe laturile 36 și 37.

Tabelul 5.4. Identificarea congestiilor în urma dec lan șă rii unei linii electrice

În tabelul 5.5 sunt ilustrate și ordonate în sens descresc ător valorile factorului de
distribu ție a congestiilor puterii active.
Urmeaz ă realizarea managementului congestiilor, prin redis pecerizarea produc ției în
func ție de valorile termenilor PTCDF. Pentru eliminarea congestiei, în tabelul 5.6, sunt
prezentate nodurile în care a fost sc ăzut ă, respectiv crescut ă, puterea generat ă cu un pas de 10
MW.
În aceste noduri debiteaz ă atât centrale electrice clasice, cât și centrale electrice
regenerabile (tabelul 5.7). Utilizând factorii de d istribu ție PTCDF, se poate observa din
tabelele 5.6 și 5.7 c ă dup ă ce puterea produs ă în nodul 122, corespunz ător unei centrale

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
35 clasice, a fost redus ă la 0 MW nu s-a trecut la sc ăderea produc ției unei alte centrale clasice
(conform reglement ărilor actuale), care ar fi avut o influen ță mai mic ă asupra liniei electrice
congestionate, ci a urmat reducerea puterii produse în cele mai influente centrale electrice
eoliene racordate în nodurile 125 și 121.

Tabelul 5.5. PTCDF corespunz ător laturii 37 din re țeaua electric ă analizat ă

Tabelul 5.6. Gestionarea congestiilor prin redispec erizarea produc ției
Nodul în care se modific ă Pgen Pgen ini țial ă Pg modificat ă Latura declan șat ă
RBARBOS 122 63 53 36
RSMIRD5B 125 80.04 90.04 36
RBARBOS 122 63 43 36
RSMIRD5B 125 80.04 100.04 36
RBARBOS 122 63 33 36
RSMIRD5B 125 80.04 110.04 36
RBARBOS 122 63 23 36
RSMIRD5B 125 80.04 120.04 36
RBARBOS 122 63 13 36
RSMIRD5B 125 80.04 130.04 36
RBARBOS 122 63 3 36
RSMIRD5B 125 80.04 140.04 36
RBASAR5C 121 61.2 51.2 36
RSMIRD5B 125 80.04 150.04 36
RBASAR5C 121 61.2 41.2 36
RSMIRD5B 125 80.04 160.04 36
RBASAR5C 121 61.2 31.2 36
RSMIRD5B 125 80.04 170.04 36
Total putere redispecerizat ă cre ștere/sc ădere 90 MW

Tabelul 5.7. Tipul de central ă electric ă în care a fost redispecerizat ă produc ția
Tipul de
centrală care
debitează în nod Nodul în care se modifică
Pgen
Centrală clasică RBARBOG3 122
CEE RSMIRD5B 125
CEE RBASAR5C 121

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
36 De aici se poate trage concluzia c ă oprirea, cu predilec ție, întâi a tuturor centralelor
clasice și apoi a centralelor cu surse regenerabile, atât di n punct de vedere tehnic cât și
economic al func țion ării sistemului, nu reprezint ă varianta cea mai benefic ă.
În func ție de topologia re țelei electrice și de locul de amplasare al centralelor electrice,
clasice sau regenerabile, aflate în func țiune rezultatele calculelor se pot modifica.
În tabelul 5.8 este indicat ă linia cu indicele de performan ță cel mai negativ, adic ă linia
electric ă 111 de 400 kV din zona Dobrogea, care este cea mai potrivit ă pentru a se monta un
dispozitiv TCSC.

Tabelul 5.8. Lista indicelui de performan ță

Ajungând, ca la un grad de compensare de 50% putere a necesar ă a fi redispecerizat ă,
pentru eliminarea congestiei analizat ă, se reduce cu 10 MW ( tabelul 5.10).

Tabelul 5.10. Gestionarea congestiilor prin redispe cerizarea produc ției în prezen ța unui
dispozitiv TCSC în re țeaua electric ă din zona analizat ă
Nodul în care se modific ă Pgen Pgen ini țial ă Pg modificat ă Gradul de
compensare
cu TCSC Latura
declan șat ă
RBARBOS 122 63 53 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 90.04 50% 36
RBARBOS 122 63 43 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 100.04 50% 36
RBARBOS 122 63 33 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 110.04 50% 36
RBARBOS 122 63 23 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 120.04 50% 36
RBARBOS 122 63 13 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 130.04 50% 36
RBARBOS 122 63 3 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 140.04 50% 36
RBASAR5C 121 61.2 51.2 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 150.04 50% 36
RBASAR5C 121 61.2 41.2 50% 36
RSMIRD5B 125 80.04 160.04 50% 36
Total putere redispecerizat ă cre ștere/sc ădere 80 MW

Se poate concluziona c ă, în caz de necesitate, pentru gestionarea manageme ntului
congestiilor se pot utiliza factorii de distribu ție a congestiilor puterii active.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
37
CAPITOLUL 6
CONCLUZII
C.1. CONCLUZII GENERALE
Contextul lucr ării prezint ă tendin țele din ultimii ani din domeniul energetic și arat ă
direc ția, din punct de vedere legislativ, economic, tehni c și al mediului, spre modalit ățile de
ob ținere a unei energii cât mai curate, ieftine și competitive, având op țiunea eficientiz ării
solu țiilor care utilizeaz ă combustibili fosili sau alternativa utiliz ării SRE.
Pentru a men ține func ționarea sistemului în limite normale, operatorii de sistem trebuie
să fac ă fa ță provoc ărilor ap ărute odat ă cu integrarea surselor regenerabile în re țea.
Folosirea instala țiilor de reglaj, împreun ă cu dispozitive bazate pe electronic ă de putere,
cu ac ționare rapid ă pot ajuta sistemul în cazul apari ției unor evenimente în sistem.
În urma studiului documentar și aplicativ efectuat în lucrare se pot eviden ția
urm ătoarele concluzii:

odat ă cu evolu ția tehnologic ă SRE au devenit tot mai performante, mai diversific ate;

cerin țele tehnice impuse de operatorii de transport și distribu ție, necesare pentru a
men ține parametrii sistemul electroenergetic la un nive l optim de func ționare, permit
unui num ăr mai mare de SRE s ă se racordeze la re țeaua electric ă;

în func ție de set ările reglajelor SRE comportamentul acestora la dife rite perturba ții în
re țea sau la primirea de consemn poate fi diferit;

înainte de instalarea SRE la re țeaua electric ă sunt necesare calcule de regim permanent
și de regim tranzitoriu;

îndeplinirea cerin țelor tehnice de racordare la re țeaua electric ă este obligatorie pentru
func ționarea sistemului electroenergetic la parametrii n ormali;

racordarea unui num ăr mare de SRE poate conduce la nerespectarea criter iului (N-1)
în diferite topologii de re țea și chiar la apari ția congestiilor;

sunt necesare calcule mai riguroase de regim perman ent și tranzitoriu, care s ă
identifice zonele în care pot s ă apar ă congestii și m ăsurile necesare pentru evitarea
acestora.
Analizele realizate în cadrul studiilor de caz, pre zint ă diferite aspecte privind impactul
surselor regenerabile asupra func țion ării sistemului na țional.
Din punct de vedere a regimurilor sta ționare o reducere de putere la nivelul CEE,
conform procedurilor în vigoare, reprezint ă un element de stres pentru sistem, iar din punct d e
vedere al congestiilor, acestea vor reprezenta chel tuieli suplimentare pentru operatorul de
transport.
Din punct de vedere a regimurilor sta ționare în prezen ța CEF, pân ă în prezent acestea
nu prezintă înc ă o influen ță important ă asupra func țion ării re țelei de transport, deoarece sunt
în general cu puteri mici și sunt racordate în mod distribuit.
Totu și, deoarece se dore ște, la nivel european, ca SRE s ă aib ă rolul de a înlocui o parte
din sursele de energie conven ționale, acestea trebuie s ă r ăspund ă provoc ărilor viitoare și s ă
poat ă sus ține func ționarea sistemului în toate regimurile posibile de func ționare. În acest scop,
concepte precum Smart grid, Super grid, sau introdu cerea în sistem a cât mai multor
dispozitive FACTS, reprezint ă modalit ăți de a sus ține dezvoltarea durabil ă.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
38 C.2. CONTRIBU ȚII PERSONALE
Pe parcursul studiilor doctorale autoarea a prezent at dou ă rapoarte de cercetare și a
elaborat un num ăr de șapte articole în cadrul c ărora au fost studiate și analizate aspecte legate
de sursele regenerabile și managementul congestiilor.
A fost elaborat un program de calcul pentru echivalarea sistemului col ector intern al
centralelor . S-a studiat influen ța surselor regenerabile asupra re țelei electrice, precum și
determinarea necesit ății managementului congestiilor în prezen ța surselor regenerabile în
re țeaua electric ă. De asemenea, a fost elaborat un program de calcul care utilizeaz ă factorii
de distribu ție de putere pentru identificarea congestiilor pe baza circula țiilor de putere activ ă
din sistem și eviden țierea celor mai influente centrale pentru eliminare a congestiei ap ărute.
În cadrul lucr ării pot fi identificate urm ătoarele contribu ții personale:
(i) s-a realizat o sintez ă asupra evolu ției la nivel global, european și na țional, asupra
stadiului actual și aspectelor legate de cerin țele tehnice impuse SRE;
(ii) au fost eviden țiate principalele avantaje și dezavantaje care caracterizeaz ă diferite
tipuri de surse regenerabile;
(iii) au fost prezentate în mod succint principalele ceri n țe tehnice necesare a fi
îndeplinite de c ătre centralele cu surse regenerabile pentru a se ra corda la SEE;
(iv) s-a realizat o sintez ă cu posibilit ățile de modelare a surselor regenerabile, pentru
calcule de regim permanent și de regim dinamic;
(v) s-a realizat un studiu documentar privind influen ța SRE asupra func țion ării
sistemului electroenergetic, în urma c ăruia a reie șit faptul c ă aceste surse au
introdus elemente noi, necesare a fi luate în seam ă în func ționarea sistemului;
(vi) s-au eviden țiat aspecte ale managementului congestiilor în re țele electrice în
prezen ța surselor regenerabile;
(vii) pornind de la literatura de specialitate s-au studi at dou ă metode de identificare a
celor mai influente unit ăți generatoare necesare pentru eliminarea congestiil or;
(viii) a fost implementat ă în mediul de programare Matlab o metod ă la identificare a
celor mai influente echipamente din re țea pentru eliminarea congestiilor; programul
de calcul a fost folosit pe o re țea intern ă a SEN, anume zona Dobrogea în care sunt
integrate cele mai multe CEE;
(ix) a fost implementat ă în mediul de programare Matlab metoda indicelui de
performan ță , pentru amplasarea unui dispozitiv TCSC pe linia c u cel mai mic
factor de sensitivitate, astfel încât acesta s ă poat ă contribui la controlul circula ției
de putere activ ă pe liniile electrice, pentru prevenirea sau elimin area mai rapid ă a
congestiilor;
(x) s-au realizat studii de caz în care au fost tratate subiectele teoretice dezvoltate.
C.3. PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE ULTERIOAR Ă
În urma dezvolt ărilor teoretice și aplicative prezentate în teza de doctorat, se pot
propune ca perspective în continuarea și aprofundarea cercet ării din acest domeniu,
urm ătoarele:

Determinarea și analizarea influen ței SRE asupra circula țiilor de putere pe
liniile de interconexiune și riscul apari ției congestiilor pe aceste linii;

Realizarea unui program de calcul care în cazul apa ri ției unei congestii s ă
poat ă realiza m ăsuri corective, în mod automat, înainte de a dispun e reducerea
produc ției centralelor regenerabile sau redispecerizarea p roduc ției.

Realizarea unui program de calcul în care s ă fie implementate diferite
dispozitive FACTS, care au capacitatea de a modific a circula țiile de putere pe
liniile electrice, astfel încât probabilitatea de a pari ție a congestiilor datorit ă
produc ției surselor regenerabile s ă fie cât mai redus ă.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
39
BIBLIOGRAFIE SELECTIV Ă
[3] *** GWEC, “Global Wind Report- Annual market up date 2012”, p. 9, disponibil online la:
http://www.gwec.net/wp-content/uploads/2012/06/Ann ual_report_2012_LowRes.pdf
[4] *** EWEA, “Wind in Power: 2012 European Statist ics”, p. 4, Februarie 2013, disponibil
online la: http://www.ewea.org
[5] *** EPIA, “Global Market Outlook for Photovolta ics 2013-2017”, p. 13, disponibil online la:
http://www.epia.org/news/publications/
[6] Parlamentul României, “Legea nr. 220/2008 pentr u stabilirea sistemului de promovare a
producerii energiei din surse regenerabile de energ ie”, Monitorul Oficial nr. 577 din
13.8.2010.
[7] *** Transelectrica, disponibil online la: http: //www.transelectrica.ro/web/tel/productie
[8] *** EWEA, “Wind in Power: 2013 European Statist ics”, p. 4, 11, Februarie 2014, disponibil
online la: http://www.ewea.org
[9] C.E. Done (Boamb ă), “Aspects of wind plants integration in Romanian po wer grid”, 5th
International Conference on Energy and Environment, Universitatea Politehnica Bucure ști,
România, 2011.
[12] C. E. Boamb ă, C. R ădoi , “Aspects of wind power plants effects on the elec trical power
system”, CIGRÉ Regional South-East European Confere nce, Sibiu, România, 2012.
[21] *** ANRE, “Ordin – Condi ții tehnice de racordare la re țelele electrice de interes public pentru
centralele electrice eoliene-Norma tehnic ă”, nr. 51/2009, 3 Aprillie 2009.
[22] *** ANRE, “Ordin – privind Aprobarea Normei te hnice de racordare la re țelele electrice de
interes public pentru centralele electrice fotovolt aice”, nr. 30/2013.
[26] M. Eremia , (Editor), “Electric Power Systems. Electrical Net works”, Vol. 1, Editura
Academiei Române, Bucure ști, 2006.
[27] A. Mullane, G. Lightbody, R. Yacamini , “Wind-Turbine Fault Ride-Through Enhancement”,
IEEE Transactions on Power Systems, pp. 1929 – 1937 , Vol. 20, nr. 4, 2005.
[28] C. E. Boamb ă, M. Eremia , “FRT capability- technical requirement for system support”, 7th
International Conference on Deregulated Electricity Market Issues in South-Eastern Europe –
DEMSEE 2012, Universitatea Politehnica din Bucure ști, 20 – 21 Septembrie 2012, România.
[29] ***Disponibil online la: http://www.mmediu.ro/ protectia_mediului/evaluare_impact/2012-02-
01_proiect_kiszombor/2012-02-01_proiect_kiszombor_m emoriuparceoliankiszombor.pdf
[30] M. Eremia, M. Shahidehpour , (Editors), “Handbook of electrical power system d ynamics:
Modeling, Stability and Control”, IEEE Press & John Wiley & Sons, Hoboken, 2013.
[31] Website: http://www.synergyenviron.com/resourc es/solar_photovoltaic_systems.asp
[35] E. Muljadi, C.P. Butterfield, A. Ellis, J. Mechenbi er, J. Hochheimer, R. Young, N. Miller, R.
Delmerico, R. Zavadil, J.C. Smith , “Equivalencing the collector system of a large wi nd power
plant”, in Proc. IEEE Power Engineering Society Gen eral Meeting , Montreal, January 2006.
[36] T. Ackermann , “Wind power in power systems”, ISBN 0-470-85508-8 , John Wiley & Sons,
Chichester, England, 2005.
[38] A. Ilka, M. Ernek , “Modeling wind turbine with Matlab/SimPower Syste ms”, Student scentific
and professional activity, 4 Mai 2011.
[39] C. Rahmann, H.-J. Haubrich, L. Vargas, M. B. C. Sal les , “Investigation of DFIG with fault
ride-through capability in weak power systems”, Int ernational Conference on Power Systems
Transients (IPST2009), 3-6 June, 2009.
[43] I. Margaris , “Evaluation of power control with different elect rical and control concept of wind
farm“, 019945 (SES6), June 2010.
[42] F.M. González-Longatt , “Model of photovoltaic module in Matlab™”, 2do Co ngreso
Iberoamericano de Estudiantes de Ingenieria Electri ca, Electronica y Computacion (II
CIBELEC 2005), 2005.

Managementul congestiilor în SEE în prezen ța surselor regenerabile
40 [45] A.D. Hansen, P. Sorensen, L.H. Hansen, H. Bindner , “Models for a stand-alone PV systems”,
Risø National Laboratory, Risø-R-1219(EN) / SEC-R-1 2, Roskilde, 2000.
[54] F. Kunz , "Congestion management in Germany: The impact of renewable generation on
congestion management costs", 27 may 2011.
[55] C. Hitaj , “Renewable power effects on electricity transmiss ion congestion and emissions”,
ZEW Research Seminar, 18 June 2013, 1 D-68161 Mannh eim, Germania.
[56] S.Z. Moussavi, A. Badri, F.R. Kashkooli , “Probabilistic method of wind generation placemen t
for congestion management”, World Academy of Scienc e, Engineering and Technology, Vol.
56, 24 August 2011.
[60] *** ANRE, “Legea energiei electrice și a gazelor naturale”, nr. 123/2012, Monitorul Ofic ial
nr. 485 din 16 iulie 2012, disponibil online la: ht tp://www.anre.ro .
[64] *** ANRE, “Ordin – privind modificarea și completarea Normei tehnice – Condi ții tehnice de
racordare la re țelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene, aprobat ă prin
Ord. ANRE nr. 51/2009”, Ordin nr. 29/2013, dispnibi l online la: http://www.anre.ro
[65] R. Bluhm, J. Fortmann , “Advanced two level voltage control in wind farms with doubly fed
induction generators”, presented at EWEC 2010.
[68] J. Aho, A. Buckspan, J. Laks, Y. Jeong, F. Dunne, L . Pao, P. Fleming, M. Churchfield, K.
Johnson, “Tutorial of wind turbine control for supporting g rid frequency through active power
control”, NREL/CP-5000-54605, March 2012, presented at the 2012 American Control
Conference Montreal, Canada, 27-29 June 2012.
[74] *** Transelectrica, “Algoritm de stabilire a d atelor necesare pentru eliminarea congestiilor”,
disponibil online la: http://www.transelectrica.ro/ web/tel/proceduri
[75] *** ANRE, “Ord 60/2013 privind Aprobarea insti tuirii unor reguli pe pia ța de echilibrare”,
ordin nr. 60/2013, 20 August 2013, MO 520/20.08.
[79] C.E. Boamb ă, M. Eremia, I. Tri știu , “Influence of renewable sources on Romanian power
system”, 6 International Conference on Energy and E nvironment, 7-8 Noiembrie 2013,
Bucuresti, România.
[80] J.W. Feltes, B.D. Gemmell, D. Retzmann , “From Smart Grid to Super Grid: solutions with
HVDC and FACTS for grid access of renewable energy sources”, 2011 IEEE Power and
Energy Society General Meeting, pp. 1-6, 24-29 July 2011, San Diego, CA.
[81] A. Kumar, S.C. Srivastava, S.N. Singh , “A zonal congestion management approach using rea l
and reactive power rescheduling”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 19, no. 1, pp.
554 – 562, Februarie 2004.
[82] J. Li, F. Li , “A congestion index considering the characteristi cs of generators & networks”,
2012 47th International Universities Power Engineer ing Conference (UPEC), 4-7 September
2012, London.
[83] C. Mirea, C.E. Boamb ă, “Comparative analysis of a STATCOM with additiona l capacitor and
a SVC for implementing in a power system”, Buletinu l Știin țific UPB, Universitatea
“Politehnica” Bucure ști, februarie 2014, Bucure ști, România – în curs de evaluare.
[85] M. Eremia, C.C. Liu , A. Edris, “Advanced solutions in power systems: HVDC, FACTS, and
AI techniques”, manuscris, 2013.
[86] M.Gad, P. Shinde, S.U. Kulkarni , “Optimal Location of TCSC by Sensitivity Methods” ,
International Journal of Computational Engineering Research (IJCER), Vol. 2, Issue. 6,
October 2012. ISSN: 2250-3005
[87] C.R. Fuerte-Esquivel, E. Acha, H . Ambriz-Perez, “A Thyristor Controlled Series Compensator
model for the power flow solution of practical powe r networks”, IEEE Transactions on Power
Systems, Vol. 15, Nr. 1, February 2000.
[88] C.R. Fuerte-Esquivel , “Steady state modelling and analysis of flexible AC transmission
systems”, Ph.D. Thesis, Glasgow University, 1997.
[90] C.E. Boamb ă, M. Eremia , “Wind power plants – chalenges for Romanian Power System”,
Proceedings of 2013 IEEE Grenoble PowerTech, ISBN 9 781467356688, 16-20 iunie 2013,
Grenoble, Fran ța.
[91] C.E. Boamb ă, M. Eremia, C. Mirea , “Wind power plant hierarchical control systems:
Dynamic operation in the Romanian transmission grid ”, 2013 8th International Symposium on
Advanced Topics in Electrical Engineering, pp. 1-6, 23-25 May 2013, Bucharest, Romania.
ISBN: 978-1-4673-5979-5.
[93] *** Tractebel Engineering GDF SUEZ, “User’s Ma nual Eurostag 5.1”, Martie 2013.