Echipamente pentru realizarea reglajului

frecventa-putere

NERC UCTE DE FR ES NL BE GB

Timp de mobilizare

totală Nu rec. ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s ≤ 30 s

Pri.: ≤ 10 s

Sec.: ≤ 30 s

În.:≤ 10 s

Timp de mentinerel Nu rec. ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min ≥15 min

Pri.: ≥ 30 s

Sec.: ≥ 30 min

În.:cat este cerut

Cerinţele

caracteristicei

frecvenţă

10% din puterile de

echilibrare

estimate annual

cerere varf/Hz

22,570

MW/Hz

≈ 4,200

MW/Hz

≈ 4,200

MW/Hz

≈ 1,800

MW/Hz ≈ 740 MW/Hz ≈ 600 MW/Hz

Variabil ≈

2,000 MW/Hz

Abaterea

proporţională

permanentă a

generatoarelor

5% in 2004; nu rec.

in zilele noastre Nu rec. Nu rec. 3-6 % ≤ 7,5 %

5-60 MW: 10 %

>60 MW: 4-20 % Nu rec. 3-5 %

Abaterea

proportionala reglabila

este obligatorie? Nu rec. Nu rec. Da Da Nu rec.

5-60 MW: Nu rec.

>60 MW: Da Nu Da

Eroarea de măsurare

a frecvenţei Nu rec.

Intre

±10 mHz

Intre

±10 mHz Nu rec. Nu rec. Nu rec.

Intre ±10

mHz Nu rec.

Insensibilitate

T: ±36 mHz in

2004; nu rec. in

zilele noastre

NI: Nu rec.; I:

Nu rec.

T: ±10 mHz;

NI: Nu rec.;

I: Trebuie

compensat

intre zone.

T: ±10

mHz;

NI: Nu

rec; I:

±0 mHz.

T: ±10 mHz;

NI: Nu rec.;

I: Trebuie

compensat

intre zone.

T: ±10 mHz;

NI: Nu rec;

I: ±0 mHz.

5-60 MW:T: ±150

mHz;

NI: Nu rec;

I: Nu rec.

>60 MW: T: ±10 mHz;

NI: ±10 mHz;

I: ±0 mHz.

T: ±10 mHz;

NI: ±10 mHz;

I: Nu rec.

T: ±15 mHz;

NI: Nu rec.;

I: Nu rec.

Desfasurarea

completa pentru sau

inainte unei abateri Nu rec. ±200 mHz ±200 mHz ±200 mHz ±200 mHz

5-60 MW: 30 % pentru

±150-200 mHz

>60 MW: 70 % pentru

±50-100 mHz. ±200 mHz

Pri.: - 800 mHz

Sec.: -500 mHz

În.:+ 500 mHz

Nu rec.: fără recomandare; Pri., Sec. sau În.: raspunsul primar, secundar sau tertiar al frecventei; I: intentionat; NI: neintentionat; T: total.

.Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere

Reglajul primarCerinte privind reglajul primar in diferite sisteme sincrone

Caracteristicile reglajului secundar

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

•Reface rezerva de reglaj primar

•bazat pe principiul noninterventiei : dezechilibrul de putere se

compenseaza numai de zona in care a aparut

•centralizat (unul/zonă)

•Automat (PI) cu ecuatia: Gi(ACE) = Pi + Kri. (fr – fm)

• are disponibilitate maximă

• rezerva de reglaj este precalculată de fiecare bloc de reglaj

• acţionează asupra unui număr predefinit de grupuri

Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere

Reglajul secundar

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

Cerinte de reglaj secundar de frecvenţă in diferite sisteme

NERC UCTE DE FR ES NL BE

Momentul

activariiNu rec. ≤ 30 s

Imediat sau ≤ 5

min≤ 30 s Nu rec. 30 s-1 min ≤ 10 s

Mobilizarea totală

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

Mod de

organizareNu rec. Nu rec. Multiplă Centralizată Ierarhică Multiplă Centralizată

Precizia de

măsurare a

frecvenţei

ε ≤ 1 mHz T

≤ 6 s

1.0 ≤ ε ≤1.5

mHz T: Nu rec.

1.0 ≤ ε ≤1.5

mHz T - 1 s

ε ≤ 1.0 mHz

T - 1 s

ε: Necunoscut

T - 2 s

ε ≤ 1.0

mHz

T - 4 s

ε ≤ 1.0 mHz

T: variabilă

Precizia de

măsurare a puterii

ε ≤ 1.3 %

T≤ 6 sε ≤ 1.5 %

T≤ 5 s

ε ≤ 1.5 %

T= 1 s

ε ≤ 1.5 %

T= 10 s

ε : Necunoscut

T= 4 s

ε ≤ 0.5 %

T= 4 s

ε ≤ 0.5 %

T: variabilă

Ciclul de calcul al

regulatorului≤ 6 s 1-5 s 1-2 s 5 s 4 s 4 s 5 s

Tip regulator Nu rec. I sau PI PI I

P sau PI,

depinde de zona

de reglare

PI, cu

cercetări

adiţionale

PI

Factor

proporţionalNu rec. 0-0.5 Necunoscut 0 Necunoscut 0.5 0-0.5

Factor integral Nu rec. 50-200 s Necunoscut 115-180 s 100 s 100-160 s 50-200 s

K- factor pentru

măsurarea ACE

Frecvenţa

caracteristică

100 % frecvenţa

caracteristicăNecunoscut Necunoscut Necunoscut

900

MW/Hz≈660 MW/Hz

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

Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere

Reglajul secundarCerinte privind reglajul secundar in diferite sisteme sincrone

Caracteristicile rezervei terţiare:

• este activată manual de OTS

• utilizarea este în responsabilitatea OTS

• utilizarea ei eliberează rezerva de reglaj secundar

Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere

Reglajul tertiar

Frecventa

Sistemului

Reglaj Primar

Reglaj Secundar

Reglaj Tertiar

Corectia

Timpului

Restabileste valoarea medie

Activare

pe termen lung

Restabileste valorile nominale

Limiteaza

abaterile

Activare

Activare daca

este responsabilaPreia daca

este responsabil

Elibereaza

rezervele

Preia

Elibereaza

rezervele

Corecteaza

Elibereaza rezervele

dupa o deconectare

Abaterea de timp tolerată: 20 sec corespunde benzii de frecventa

tolerate 50mHz (Tn =20ms, tt =1000 *Tn)

Domeniul reglat al abaterii de timp: 30 sec, prin corecţii asupra frecvenţei

de referinţă a reglajului secundar

Modul de corectie: f referinta ±0,01Hz

Δf= 0,01 Hz (1/5000 din frecvenţa nominală) duce la o deviaţie a timpului

sincron de 17,28 secunde.

Monitorizarea timpului:

Se monitorizează într-un punct central , continuu , abaterea între timpul

sincron (care derivă din integrarea frecvenţei sistemului în zona respectivă de

operare sincronă) şi timpul actual (UTC, timpul astronomic)

Structura şi funcţionarea reglajului frecvenţă-putere

Corectia timpului sincron

5 Min 10 Min 15 Min 20 Min Time Frame

Primary Control Reserve

Secondary Control Reserve

Schedule activated Tertiary Control Reserve

Succesiunea in timp a activarii rezervelor

Evaluarea performantelor de reglaj al frecventei

Domeniul de

frecvenţă

Stare

sistem

Denumire interval Acţiune

50 Hz ± 1 mHz Plaja de insensibilitate a măsurii de

frecvenţă în reglajul secundar

Nu are loc nici o acţiune

50 Hz ± 10

mHz

Plaja de insensibilitate a măsurii de

frecvenţă la nivelul regulatoarelor de

viteză

Nu are loc nici o acţiune

50 Hz ± 10

mHz

Plaja de variaţie a frecvenţei de

consemn în reglajul secundar (49,99

şi 50,01 Hz)

Ajustarea timpului sincron

50 Hz ± 20

mHz

Plaja de frecvenţă de la care se

aşteaptă răspunsul reglajului primar

Peste aceste limite se consideră că

rezerva de reglaj primar a fost

mobilizată

50 Hz ± 50

mHz

Zona de funcţionare neperturbată Este activ reglajul primar şi

secundar

50 Hz ± 180

mHz

Limitele frecvenţei cvasi-staţionare Frecvenţa cvasi-staţionară la care

se stabilizează sistemul după un

incident de referinţă

50 Hz ± 200

mHz

Deviaţia maximă de frecvenţă în

calculul rezervei de reglaj primar

Frecvenţa maximă atinsă după un

incident de referinţă în regim

dinamic

50 Hz ± 700

mHz

Domeniul de frecvenţă în care este

activ reglajul secundar în SEN

În afara acestui domeniu acţiunea

regulatorului frecvenţă - putere este

dezactivată

50 Hz ± 800

mHz

Deviaţia maximă a frecvenţei în

regim dinamic

Sunt active reglajul primar,

(secundar în unele sisteme) şi terţiar

49,8 Hz ? 49

Hz

Fu

ncţ

ion

are

no

rmal

ă

Funcţionarea preavarie Au loc porniri de grupuri pe

criteriul frecvenţei şi primele

deconectări de consumatori

49 Hz ? 48,7

Hz

Funcţionare solidară a sistemului

48,7 Hz ? 47,5

Hz

Separarea unor sisteme (SEN

România)

<47,5 Hz Deconectarea grupurilor cu trecere pe

servicii interne

Au loc deconectări de consumatori

pe criteriul DAS-f

>50,7 Hz Reglajul secundar nu mai este activ Scăderea puterii generate cu panta

mărită inclusiv în centralele

electrice eoliene

>51 Hz Deconectare de grupuri generatoare

>52 Hz

Fu

ncţ

ion

are

per

turb

ata

Deconectarea tuturor centralelor electrice eoliene

Actiunea primelor eliminari de consum/ cresterea generarii: pompaj hidro, trecerea din regim de pompa in regim de generator CHP, pornirea unor grupuri pe

criteriul frecventei

Domeniul de actiune al ultimei trepte de DASf

49,8 Hz

49,0 Hz

48,0 Hz

47,5 Hz

Separarea unor grupuri pe servicii proprii

48,7 Hz

-700mHz

+700mHz

--800mHz

+800mHz

-200mHz

+200mHz

-180mHz

-180mHz

-50mHz

+50mHz

-10mHz

+10mHz

-20mHz

+20mHz

Deconectare grupuri pe criteriul frecventei

50,0 Hz

Activarea treptelor de DASf (~ 50% Pconsum) si separarea unor zone de sistemul interconectat

51,0 Hz

Echipamente care asigura realizarea

reglajului primar

Realizarea reglajului putere- frecventa (primar, secundar sau tertiar)

la nivelul generatoarelor are ca scop modificarea puterii electrice

(puterii active) produse.

Modificarea puterii active se realizeaza prin modificarea puterii

mecanice.

Grupuri hidro

• Pentru grupurile dotate cu RMH şi REH şi în orice situaţie în care lipseşte bucla de putere (ex: funcţionarea cu RN în bucla de deschidere), statismul permanent definit în putere nu este o mărime constantă, ea depinzând de cădere şi de caracteristica deschidere aparat director - putere.→Performanţele regulatorului de viteză nu trebuie confundate cu cele ale hidroagregatului.

• Zona moarta (CEI 61362) reprezintă zona de lărgime maximă dintre două valori între care abaterea mărimii reglate nu conduce la nicio acţiune a regulatorului. Simbol: ix

• Insensibilitatea este definită de CEI 61362 ca jumătatea zonei moarte. – Simbol: ix/2

– Limite recomandate:

la reglajul de viteza: ix/2 < 2*10-4

la reglajul de putere: ix/2 < 2*10-2

Echipamente care asigura realizarea reglajului primar

Tipuri de RAV din numarul total de

grupuri dispecerizabile

20%

65%

15%

RMHR. numeric

REH

85 HA

Tipuri de RAV pentru grupuri

cu P > 50 MW

68%

16% 16%

RMH

5 HA

R. Numeric

5 HA

REH

22 HA

Tipuri de RAV pentru grupuri cu

10 MW < P < 50 MW

65%

14% 21%

RMH

21 HA

REH

63 HA

R. Numeric

14 HA26 HA19 HA

STRUCTURA RAV DIN DOTAREA GRUPURILOR TERMOELECTRICE

TOTAL GRUPURI = 28

50%

25%

25%

1

2

3

RMH

REH

R num.

14 GRUPURI

1845MW / 1611MW

7 GRUPURI

1810MW / 1745MW

7 GRUPURI

2280MW / 2105MW

Tipuri

constructive

regulatoare

mecanohidraulice

regulatoare

electrohidraulice

regulatoare

numerice

Funcţii de reglare asigurate de regulatoarele de

viteză

reglaj de viteză

reglaj de deschidere

reglaj de putere

reglaj de nivel

reglaj de debit

reglaj de putere cu asigurarea regimului turbina

conduce

reglaj de presiune amonte

- cu/fără influenţa frecvenţei

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere

Reglajul primar

La un statism dat în deschidere, la aceeasi variaţie de frecvenţă, puterea variaza

corespunzator unui statism în putere de 0.5 din statismul în deschidere. Astfel, pentru a

obţine un statism în putere de 10% statismul în deschidere a fost setat la valoarea de 20%.

Reglajul primar•reglaj de viteză, de

deschidere:frecvenţă

(turaţie) şi poziţia

servomotorului;

•reglaj de putere:între

putere şi frecvenţă

(turaţie);

%N

N

YY

ffS

%N

N

PP

ffS

Marimi caracteristice

STATISMUL

turaţieconsemn

+

PI

bp

~

turaţie

RAV

-

Regulatoare de viteză

reglaj de viteză

- până la sincronism

- aruncări de sarcină

- funcţionare în insulă

Regulatoare de viteză

reglaj de deschidere

y

f

f1

y1 y2

Yc

yconsemn

+

PI

bp

~

y

RAV

-

k*f

y2=y1+(Δf*yn)/(s*fn)

Δf≠0

f2

Regulatoare de viteză

reglaj de deschidere

y

f

f1

y1

Yc

yconsemn

+

PI

bp

~

y

RAV

-

k*f

y2=y1+Δy

y2=y1+Δy

y2

Regulatoare de viteză

reglaj de putere+10%

(+5MW ) Kf

+ 5MW

+

PI

bp

~

y

RAV

Pcons=50MW

+

55MW

cons

50%

K*f

Pm

P2 (55MW)

fo

f2

f

Yc+kdf

P=Pc (50MW)

Y=Yc (50%)t

[s

]

Reglaj

PRIMAR

t

[s]

LA

NIVE

LUL

GRUP

ULUI

PC

[MW]

f

[Hz

]

5

0

Reglaj

SECUNDA

R

+cons

40%

cons

50%cons

40%

P=Pc (50MW)

Y=Yc (40%)

Reglaj de putere vs reglaj de deschidere

in regim de turbina conducatoare

Rovinari TA 5 - Reglaj de deschidere

240

250

260

270

280

290

300

310

320

330

10:4

9:54

10:5

0:54

10:5

1:54

10:5

2:54

10:5

3:54

10:5

4:54

10:5

5:54

10:5

6:54

10:5

7:54

10:5

8:55

10:5

9:55

11:0

0:55

11:0

1:55

11:0

2:55

11:0

3:55

11:0

4:55

11:0

5:55

11:0

6:55

11:0

7:55

11:0

8:56

11:0

9:55

11:1

0:55

64

66

68

70

72

74

76

78

Puterea activa Frecventa Pozitie VR HP

Rovinari TA 5 - Reglaj de putere

248

250

252

254

256

258

260

262

12:4

0:34

12:4

1:34

12:4

2:34

12:4

3:34

12:4

4:34

12:4

5:34

12:4

6:34

12:4

7:34

12:4

8:34

12:4

9:35

12:5

0:35

12:5

1:35

12:5

2:35

12:5

3:35

12:5

4:35

12:5

5:35

12:5

6:35

12:5

7:35

12:5

8:35

12:5

9:35

13:0

:28

12:5

8:33

60.4

60.6

60.8

61

61.2

61.4

61.6

Frecv [x0,2 Hz] Puterea activa Pozitie VR HP

Reglaj de putere vs reglaj de deschidere

pentru un grup hidro

CHE Motru HA1 Reglaj deschidere Treapta 200mHz Pmax bp=10%

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001

Timp*0.1s

AD

[%

des

ch

idere

max

] P

ac

t [%

Pn

]

49.60

49.70

49.80

49.90

50.00

50.10

50.20

50.30

50.40

50.50

F s

imu

lata

[H

z]

Diagrama nr. 27

CHE Motru HA1 Reglaj putere Treapta 200mHz Pmax bp=5%

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

1 498 995 1492 1989 2486 2983 3480 3977 4474 4971 5468 5965 6462 6959 7456 7953 8450 8947 9444 9941 10438 10935

deschidere AD [V] Putere activa [V] frecventa simulata

Reglajul tertiar

Speed

Governor

(SG)

Secondary

Controller

(FC)

f

n

DTA

50Hz

Power

Control

(PC)

P

f0 Pn

Pn0

P gross

Base

point

from

BM

A B

C D E

O

1 Hour

2 Hour 3 Hour

+

+

+

-

P net

-

Power

Droop

50

Hz

-

+

Power ramp rate

+

+

+

Bo

iler

con

tro

l lo

op

Speed

governor

Opening

Droop

Rated

Speed

Speed

Frequency

Electrical

generator

Local

mode

Only for TPP

+

+

+

-

Speed governor

Simulate ±200mHz

Simulate ±200mHz

O

Reglaj primar/secundar in reglajul de puterea netă.

1. Participarea in reglaj primar se regaseste nealterata in masura puterii nete.La o

variaţie de putere brută datorată acţiunii reglajului primar de 1%Pn, consumul

propriu afectează puterea netă cu maxim 0,1%Pn, practic nul.

2. Participarea in reglaj secundar in reglarea puterii nete impune cresterea benzii de

reglaj la nivelul puterii brute cu variatia consumului propriu respectiv de 1-2%Pn.

Eficientizarea participării grupurilor la reglajul primar

f

fre

fri

fre

ix

Caracteristica

blocului de

insensibilitate

programată

Metoda aplicabila pentru grupurile cu Pn <100MW si s>10% ,pentru ca participarea

grupurilor la reglajul primar sa poata fi mai uşor monitorizată, cuantificată şi

remunerată corespunzător.

Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere

Reglajul primar

Tipuri constructive pentru grupurile hidroelectrice

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere

Reglajul primar

Tipuri constructive pentru grupurile termoelectrice

Scheme de reglare RAV hidro

Funcţia de transfer cu diagrama de semnal pentru REH

76 şi similar pentru REH 76M

Regulatorul are 2 regimuri de funcţionare: reglajul de turaţie (viteză) la mersul în

gol, pornire şi aruncare de sarcină şi reglajul de deschidere pentru funcţionarea în

sarcină ( în paralel). Consemnatorul (elementul care fixează consemnul) are două

funcţii: în toate situaţiile in care întrerupătorulul de grup este deschis - setarea

consemnului de viteză (turaţie) iar la mersul în paralel (întrerupătorulul este închis)

este responsabil de setarea deschiderii aparatului director. După cum fixarea unei

poziţii a aparatului director înseamnă obţinerea unei puteri dorite în funcţie de

căderea existentă, consemnatorul se numeşte "blocul TP" ( turaţie-putere).

Se pot remarca cele două reacţii:

- de la distribuitor - (reacţie distribuţie-z ) de fapt poziţia sertarului de distribuţie,

reacţie necesară pentru regimul dinamic pentru toate regulatoarele care au acest

element, b' şi As reprezintă amplificarea în bucla de poziţie.

- de la poziţia servomotorului (defineşte poziţia aparatului director). Poziţia

servomotorului de acţionare a aparatului director este prelucrată în bucla de reacţie

de tip PD unde statismul tranzitoriu este definit prin termenul Ad şi bucla de reacţie

permanentă în care se defineşte statismul permanent (statism în deschidere).

În funcţionarea în afara paralelului, frecvenţa f ( turaţia) trece printr-un element

derivativ din blocul "accelerometru".

În schema prezentată "p" reprezinta operatorul Laplace .

Scheme de reglare RAV hidro

Funcţia de transfer cu diagrama de semnal pentru

REV-ICEMENERGEchipează turbinele Francis de

50 MW: TA1+2 CHE Gâlceag, TA1 CHE Sugag, TA1+2CHE Retezat, TA1+2CHE Remeţi,TA1+2+3CHE Marişel.Pentru a funcţiona în reglaj terţiar /secundar cu consemn de putere se instaleaza suplimentarrepartitorul local frecvenţă-putere petru bucla de putere. Imbunatatiri:

- blocul derivativ aplicat numai pe eroarea de frecvenţă (df/dt) îmbunătăţeşte răspunsul dinamic la variaţiile de frecvenţă;

- reacţia sertarului de distribuţie este trecută numai printr-un regulator proporţional;

- reacţia servomotorului principal este tratată pe două căi: reacţia permanentă: un factor proporţional bp şi reacţia tranzitorie bloc cu caracter derivativ având constantede timp si amplificari diferite pentru pentru mersul în sarcină respectiv mersul în gol comutate la închiderea întrerupătorului.

RAV numericRAV Vatech Porţile de Fier

Schema conţine toate regimurile de reglaj

realizabile de o turbina Kaplan:

-LEC- reglaj de nivel (LEvel Control) -reglajul

nivelului amonte.

-FLC-regulator de debit (FLow Control) -

reglajul debitului turbinat

-POC-reglaj de putere (POwer Control)-

reglajul de putere la borne cu refacerea

statismului în bucla de putere prin adăugarea

unui termen la consemnul de putere

reprezentând contribuţia în putere necesară a

fi adusă de grup la variaţia de frecvenţă.

-OPC - reglaj de deschidere (OPening

Control)-reglajul deschiderii aparatului

director

-POS - reglarea efectivă a poziţiei

servomotoarelor aparat director şi pale rotor.

-SPC- regulator de viteză la pornire, aruncare

de sarcină şi funcţionare insularizată .

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

CHE Motru - Schema bloc a pozitionerului si a

partii hidromecanice

Reglaj putere frecventa la nivel grup

termo

• Principiile schemelor de reglaj:

• - referinţa de putere cu prescriere locală şi adăugarea unui cuantum de putere variabil la funcţionarea în reglaj secundar;

• - aplicarea unui gradient de variaţie de sarcină la variaţia referinţei de putere ;

• - adăugarea contribuţiei la variaţiile de frecvenţă cu statismul în putere dispus care nu este trecută prin limitatorul vitezei de încărcare ;

• - eroare de putere de mai sus este transmisă la calculul sarcinii termice şi către bucla de deschidere a regulatorului turbinei ca semnale creşte/scade referinţa ;

• - comutarea între regimuri implică în fiecare schemă de sarcină bloc: trecerea erorii de presiune abur viu ca intrare fie în bucla de combustibil (regim turbina conduce) fie în regulatorul de viteză (regim cazan conduce: reglarea deschiderii ventilelor de admisie pentru a menţine constantă presiunea aburului viu la intrarea în turbină).

Realizarea reglajului secundar

Reglajul secundar

100 /RBn

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

-

-

-

-

+

+

1

2

3

+

4

4

-KI

-KP

++

+

2

ITOT

IS

INET

s

1

MX(+)

MX(-)ACE

RBRB /1

RBRBn/

BP1

BPn

Y Y1

Yn

RBRBn/ P1

Pn

BPn = 0,5• (LFCMAXn + LFCMINn)

SBPADJn

LFCMIN

SP %

LFCMAX

LFCMINn

1 ... 4 =Filtre deordinul 1

T1 = TICGH = 15s

T2 = TREG = 40s

T3 = TBPn = 10s

T4 = TTR = 90s

dtGiT

GiBR

Yr

k

k

11

Putereconsumata Internin sistem

+

_ Is

IT+

K

Puteredeschimb

G++

- R

_

fT

fSACE

Basepoint

Regulatorul central

2. Modul actual de realizare al reglajului frecvenţă-putere

Reglajul secundar

La nivelul centralelor reglante

Schema flux informational regulator central-

repartioare locale frecvenţă-putere

Postulated

network solution

S C A D A

Scheduling

Generation

operations

planning

Network

optimization

Network

analysis

Forecasting

Automatic

generation

control

Power flow

Historical

data

processing

Automatic

voltage

control

Network

state

monitoring

Current

network solutionLoss modelBus loads

SCADA

GENERATION (real-time)

• RTGEN (real-time generation)

• AGC

• AGC performance monitor

• Production costing

• Reserve monitor

Acquisition Control

GENERATION

COMMON

UTILITIES• Economic dispatch

• Reserve calculation

• Schedulers

• Basepoints

• Derations

• Fuel mixes

• Reserve req.

• Interchanges

• Fuel costs

Market Interface• Unit Basepoint

• Unit Regulating Band

RTGEN telemetered data

• OPA level– Frequency or frequency deviation

– Time error

• TIE level– Tie-line flows

• PLC level– Control status : LOCAL or AUTO (AGC)

– Control signal ( MW setpoint )

• Unit level– On / off (synchronized) status

– MW generation

– MVAr generation

Standard generator static

limits

ECOMIN

0

LFCMIN

CAPMIN

primary regulation margin

LFCMAX

CURCAP

secondary reg. margin

base point range

secondary reg. margin

primary regulation margin

set-point range

time

Pprogr ...

fn

fr

∑PTL

PI

Pref

Pb

PI ~+

-

-

-

-+

+

+

+

+ +

+

Reglaj secundar

Reglaj Putere si reglaj primar