Regulacija frekvencije i radne snage te
važnost konstante tromosti u
elektroenergetskom sustavu s velikim
udjelom vjetroelektrana
Izvještaj v.1.0
Zagreb, 2019.
2
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Projekt: Integracija vjetroelektrana u elektroenergetski
sustava sa smanjenom tromosti
WIND energy integration in Low Inertia Power
System - WINDLIPS
Dokument: Regulacija frekvencije i radne snage te važnost
konstante tromosti u elektroenergetskom sustavu s
velikim udjelom vjetroelektrana (v.1.0)
Isporuka: I4.1.
Partneri:
Autori:
Tomislav Baškarad, mag.ing., FER
Nenad Debrecin, prof.dr.sc., FER
Josip Đaković, mag.ing., FER
Davor Grgić, prof.dr.sc, FER
Igor Ivanković, mr.sc., HOPS
Matej Krpan, mag.ing., FER
Igor Kuzle, prof.dr.sc., FER
Nenad Švarc, mr.sc., HEP Proizvodnja
Tomislav Tomiša, prof.dr.sc, FER
3
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Sažetak
Frekvencija je jedna od najvažnijih veličina stanja sustava i vrlo je važno da se održava
konstantnom jer to osigurava konstantnu brzinu rotacijskih strojeva koji se napajaju iz mreže, a o
kojima ovisi siguran rad elektrana i industrije. Frekvencijska stabilnost elektroenergetskih sustava
uvelike se oslanja na tromost rotirajućih masa sinkrono povezanih proizvodnih, i manjim dijelom
potrošačkih, jedinica. Rotirajuća kinetička energija sadržana u proizvodnim i potrošačkim
jedinicama sprječava naglu promjenu frekvencije napona i struje pri poremećajima u ravnoteži
proizvodnje i potrošnje radne snage. Problem nastaje značajnom integracijom obnovljivih izvora
energije (OIE) jer s jedne strane konvencionalne proizvodne jedinice se isključuju iz pogona te se
time smanjuje rotirajuća kinetička energija, dok s druge strane većina OIE je na elektroenergetski
sustav (EES) priključena preko uređaja energetske elektronike te su električki odvojene od mreže
i stoga nemaju inercijski odziv na promjenu frekvencije te ne doprinose stabilnosti sustava kao
konvencionalne jedinice. Sve navedeno utječe na smanjenje tromosti sustava što se očituje u većoj
brzini promjene frekvencije i maksimalnom odstupanju frekvencije od nazivne vrijednosti pri
poremećajima. U hrvatskom EES-u, integracija vjetroelektrana (VE) u posljednjih 5 godina se
udvostručila te ukupna instalirana snaga krajem 2018. godine je iznosila 576 MW. Prema
desetogodišnjem planu razvoja prijenosne mreže za razdoblje 2017. – 2026. ukupna snaga
planiranih VE za priključak na mrežu u tom razdoblju iznosi oko 1460 MW. Ovaj rad se bavi
problemima regulacije frekvencije i radne snage u EES-u s velikim udjelom VE. U radu se
istražuje utjecaj povećane integracije VE na iznos konstantne tromosti i rotirajuće kinetičke
energije u ovisnosti o vremenskom dijelu godine kao i o geografskoj poziciji elektrana u hrvatskom
EES-u. Također, predočeni su i opisani problemi koji nastaju vezani uz primarnu, sekundarnu i
tercijarnu regulacije frekvencije. S obzirom na navedene probleme, dolazi do potrebe za
promjenom mrežnih pravila za pogon VE te su u radu predstavljeni zahtjevi mrežnih pravila
hrvatskog EES-a kao i zahtjevi mrežnih pravila nekoliko većih EES-a u svijetu (Njemačka,
Kanada, Australija itd.) za pogon VE. Vrlo značajan porast udjela VE diljem svijeta motivirao je
brojna istraživanja utjecaja VE na frekvencijski odziv EES-a te istraživanja mogućnosti
sudjelovanja VE u regulaciji frekvencije EES-a stoga u završnom poglavlju ovog rada je
predstavljeno modeliranje vjetroagregata za potrebe dinamičkih simulacija EES-a i sudjelovanje
VE u regulaciji frekvencije te u nastavku poglavlja dan je pregled literature sudjelovanja VE u
regulaciji frekvencije EES-a prema podjeli na: incercijski odziv, primarnu regulaciju frekvencije,
te na kraju sekundarnu i tercijarnu regulaciju frekvencije.
4
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Sadržaj
1 Uvod ...................................................................................................................................... 11
2 Hrvatski elektroenergetski sustav .......................................................................................... 13
3 Vjetroelektrane u hrvatskom EES-u ...................................................................................... 20
3.1 Tipovi vjetroagregata u Hrvatskoj .................................................................................. 23
3.1.1 Vjetroagregat Tip 2 ................................................................................................. 23
3.1.2 Vjetroagregat Tip 3 ................................................................................................. 24
3.1.3 Vjetroagregat Tip 4 ................................................................................................. 25
3.2 Planirane nove vjetroelektrane u hrvatskom EES-u ....................................................... 26
3.3 Problemi integracije VE u hrvatski EES ........................................................................ 28
3.3.1 Sažetak problema koje donosi integracija VE u hrvatski EES ................................ 34
4 Tromost elektroenergetskog sustava ..................................................................................... 35
4.1 Konstanta tromosti .......................................................................................................... 35
4.2 Tromost hrvatskog EES-a ............................................................................................... 39
4.3 Stanje u europskim sinkronim zonama ........................................................................... 44
4.4 Tromost u budućim elektroenergetskim sustavima ........................................................ 46
5 Regulacija frekvencije i radne snage u hrvatskom EES-u .................................................... 47
5.1 Primarna regulacija ......................................................................................................... 47
5.2 Sekundarna regulacija ..................................................................................................... 48
5.3 Tercijarna regulacija ....................................................................................................... 49
5.4 Zahtjevi za frekvencijskim odzivom vjetroelektrana ..................................................... 49
5.5 Poremećajni pogon mreže .............................................................................................. 51
5.5.1 Podfrekvencijsko rasterećenje mreže ...................................................................... 51
5.5.2 Odvajanje proizvodnih jedinica od mreže ............................................................... 52
6 Regulacija napona i jalove snage u hrvatskom EES-u .......................................................... 53
6.1 Prolazak kroz kvar .......................................................................................................... 54
7 Regulativa prema mrežnim pravilima ENTSO-E ................................................................. 55
7.1 Regulacija frekvencije i radne snage prema ENTSO-E ................................................. 58
5
IZVJEŠTAJ/v.1.0
7.1.1 Određivanje kapaciteta regulacijskih rezervi .......................................................... 59
7.2 Regulacija napona i jalove snage prema ENTSO-E ....................................................... 60
7.2.1 Zahtjevi za sinkrone jedinice ................................................................................... 60
7.2.2 Zahtjevi za PPM jedinice ........................................................................................ 61
8 Mrežna pravila ostalih zemalja za pogon VE ........................................................................ 63
8.1 Ujedinjeno Kraljevstvo ................................................................................................... 63
8.2 Irska ................................................................................................................................ 65
8.3 Njemačka ........................................................................................................................ 67
8.4 Danska ............................................................................................................................ 69
8.5 Kanada (Quebec) ............................................................................................................ 72
8.6 Australija ........................................................................................................................ 74
9 Modeliranje vjetroagregata za potrebe dinamičkih simulacija EES-a i sudjelovanje
vjetroelektrana u regulaciji frekvencije ......................................................................................... 76
9.1 Modeliranje vjetroagregata za potrebe dinamičkih simulacija EES-a............................ 76
9.1.1 Model vjetra ............................................................................................................ 76
9.1.2 Model rotora ............................................................................................................ 78
9.1.3 Mehanički model ..................................................................................................... 80
9.1.4 Model generatora ..................................................................................................... 81
9.1.5 Model pretvarača i upravljanja ................................................................................ 83
9.1.6 Model sustava zakreta lopatica ............................................................................... 84
9.1.7 Model sustava zaštite .............................................................................................. 85
9.2 Sudjelovanje vjetroelektrana u regulaciji frekvencije EES-a ......................................... 86
9.2.1 Inercijski odziv ........................................................................................................ 86
9.2.2 Primarna regulacija frekvencije .............................................................................. 93
9.2.3 Sekundarna i tercijarna regulacija frekvencije ........................................................ 96
10 Zaključak ............................................................................................................................... 97
6
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Popis slika
Slika 1: Fleksibilnost sustava ........................................................................................................ 12
Slika 2: Hrvatska prijenosna mreža ............................................................................................... 14
Slika 3: Tehnički pokazatelji hrvatskog EES-a po naponskim razinama – stanje krajem 2017.
godine [13] .................................................................................................................................... 15
Slika 4: Potrošnja u prijenosnoj mreži Republike Hrvatske za 2017. godinu [13] ....................... 16
Slika 5: Lokacije vjetroelektrana u RH [15] ................................................................................. 21
Slika 6: Shema vjetroagregata Tip 2 ............................................................................................. 24
Slika 7: Shema vjetroagregata Tip 3 ............................................................................................. 25
Slika 8: Shema vjetroagregata Tip 4 ............................................................................................. 25
Slika 9: Maksimalna pozitivna, maksimalna negativna i prosječna apsolutna pogreška satne
prognoze proizvodnje vjetroelektrana [17] ................................................................................... 29
Slika 10: Maksimalna pozitivna i maksimalna negativna promjena satne proizvodnje VE u mjesecu
[17] ................................................................................................................................................ 30
Slika 11: Suma pozitivnih i negativnih pogreški prognoze satne proizvodnje VE u pojedinom
mjesecu [17] .................................................................................................................................. 31
Slika 12: Udio proizvodnje vjetroelektrana u pokrivanju satnog opterećenja EES-a [17] ........... 33
Slika 13: Primjer proizvodnje djelatne i jalove energije vjetroelektrane u hrvatskom EES-u [20]
....................................................................................................................................................... 34
Slika 14: Utjecaj nadomjesne konstante tromosti na promjenu frekvencijske [26] ...................... 39
Slika 15: Kretanje inercijske konstante i kin. energije po mjesecima ........................................... 42
Slika 16: Konvencionalne elektrane na području RH ................................................................... 43
Slika 17: Geografske pozicije različitih tipova elektrana u Hrvatskoj [27] .................................. 44
Slika 18: Ovisnost RoCoF-a i minimalne kinetičke energije [9] .................................................. 45
Slika 19: Kinetička energija u nordijskoj zoni u jednom tjednu [29] ........................................... 46
Slika 20: Zahtijevani odziv korisnika mreže u sekundarnoj regulaciji [30] ................................. 48
Slika 21: Zahtijevana karakteristika odziva vjetroagregata na promjenu frekvencije [31] ........... 51
Slika 22: Minimalno trajanje priključka na mrežu u poremećajnom pogonu [30] ....................... 52
Slika 23: Zahtjevana isporuka jalove snage u mrežu [30] ............................................................ 54
Slika 24: Granična krivulja dopuštenog napona [30] .................................................................... 55
Slika 25: U-Q/Pmax profil [33] ...................................................................................................... 61
Slika 26: P-Q/ Pmax profil za PPM [33] ......................................................................................... 63
Slika 27: Izlazna snaga s obzirom na iznos frekvencije u UK sustavu [34, 35] ........................... 64
Slika 28: Promjena snage s obzirom na frekvenciju u irskom sustavu [34, 35] ........................... 66
Slika 29: Regulacija jalove snage u irskom sustavu [34, 35] ........................................................ 67
Slika 30: Zahtijevani raspon regulacije jalove snage u njemačkom sustavu [34, 35] ................... 68
Slika 31: Primjer regulacije frekvencije za vjetroelektrane u danskom sustavu [34, 35] ............. 70
Slika 32: Regulacija jalove snage za vjetroelektrane snage 1.5–25 MW u danskom sustavu [34,
35] .................................................................................................................................................. 71
7
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 33: Regulacija jalove snage za vjetroelektrane snage veće od 25 MW u danskom sustavu
[34] ................................................................................................................................................ 72
Slika 34. Iznos zahtijevane jalove snage s obzirom na napon u provinciji Quebec (Kanada) [34,
36] .................................................................................................................................................. 73
Slika 35: Iznos zahtijevane jalove snage s obzirom na radnu snagu u provinciji Quebec (Kanada)
[34, 36] .......................................................................................................................................... 74
Slika 36: Zahtjevi za pogon vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije u australskom sustavu
[36] ................................................................................................................................................ 75
Slika 37: Generalna struktura vjetroagregata ................................................................................ 76
Slika 38: Generirani signal brzine vjetra ....................................................................................... 78
Slika 39: IEC/WECC tip III I tip IV model generatora................................................................. 82
Slika 40: GE tip III I tip IV model generatora .............................................................................. 82
Slika 41: Upravljanje električnom snagom vjetrogeneratora: a) tip III: upravljanje rotorskim
naponima; b) tip IV: upravljanje naponima pretvarača ................................................................. 84
Slika 42: Sustav upravljanja zakretom lopatica ............................................................................ 85
Slika 43: Inercijski odziv različitih vrsta vjetroagregata ............................................................... 87
Slika 44: Koncept virtualnog inercijskog odziva za tip III/IV ...................................................... 89
Slika 45: Neki upravljački algoritmi za virtualni incercijski odziv [57] ....................................... 91
Slika 46: Neki virtualni inercijski odzivi: a) izlazna snaga VA; b) mrežna frekvencija ............... 92
Slika 47. MPPT krivulja i krivulje rasterećenja ............................................................................ 94
Slika 48. Koncept primarne regulacije frekvencije za tip III/IV ................................................... 95
Slika 49. Primarni frekvencijski odziv VA tipa III/IV za neke načine upravljanja a) promjena
izlazne snage VA; b) kut zakreta lopatica ..................................................................................... 96
8
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Popis tablica
Tablica 1. Maksimalno opterećenje sustava u 2017. godini [13] .................................................. 16
Tablica 2. Minimalno opterećenje sustava u 2017. godini [13] .................................................... 16
Tablica 3. Priključna snaga elektrana i proizvedena energija u 2017. godini [14] ....................... 17
Tablica 4. Hidroelektrane priključene na prijenosnu mrežu ......................................................... 18
Tablica 5. Termoelektrane priključene na prijenosnu mrežu ........................................................ 19
Tablica 6. Podaci o vjetroelektranama u RH ................................................................................. 21
Tablica 7. Tipovi i modeli vjetroagregata u RH ............................................................................ 23
Tablica 8. Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (2018.-2020.) [16] ........ 26
Tablica 9. Planirane vjetroelektrane za priključak na distribucijsku mrežu (2018.-2020.) [16] ... 27
Tablica 10. Planirane vjetroelektrane za priključak na mrežu (2018.-2027.) [16] ........................ 27
Tablica 11. Usporedba godišnjih troškova uravnoteženja [19] ..................................................... 32
Tablica 12. Tipične vrijednosti konstante tromosti 𝐻 [24] ........................................................... 37
Tablica 13. Pogonska stanja s visokim udjelom VE po mjesecima u 2017. ................................. 41
Tablica 14. Geografska raspodjela kinetičke energije i konstante tromosti .................................. 44
Tablica 15. Plan podfrekvencijskog rasterećenja hrvatskog EES-a [30] ...................................... 51
Tablica 16 : Zahtjevi primjenjivi na sve proizvodne jedinice [10] ............................................... 56
Tablica 17: zahtjevi za PPM jedinice [33] .................................................................................... 61
Tablica 18. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u UK sustavu [34, 35] ................. 63
Tablica 19. Proizvodnja jalove snage s obzirom na radnu snagu [34, 35] .................................... 64
Tablica 20. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u irskom sustavu [34, 35] ........... 65
Tablica 21. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u danskom sustavu [34, 35] ........ 69
Tablica 22. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju [34, 36] ....................................... 72
Tablica 23: Tipične mehaničke konstante vjetroagregata ............................................................. 89
9
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Popis kratica
AGKKR Asinkroni generator s klizno-kolutnim rotorom
AGKR Asinkroni generator s kaveznim rotorom
CHE Crpna hidroelektrana
CPS Crpna stanica
DFIG Doubly-Fed Induction Generator; Dvostruko-
napajani asinkroni generator
EES Elektroenergetski sustav
ELTO Elektrana-toplana
ENTSO-E (CE) European Network of Transmission System Operators
for Electricity (Continental Europe)
EU Europska unija
FACTS Flexible Alternating Current Transmission Systems
FN Fotonaponski
FN Fotonaponske elektrane
FRC Frequency Restoration Control
GE General Electric
HE Hidroelektrana
HOPS Hrvatski operator prijenosnog sustava
HVDC High Voltage Direct Current; Visoki istosmjerni
napon
IEC/WECC International Electrotechnical Commission/Western
Electricity Coordinating Council
KTE Kombinirana termoelektrana
LFSM-O Limited Frequency Sensitive Mode – Overfrequency
LFSM-U Limited Frequency Sensitive Mode – Underfrequency
MPPT Maximum Power Point Tracking
NE Nuklearna elektrana
NP Niskopropusni
OIE Obnovljivi izvori energije
PPM Power Park Modules
PSS Power System Stabilizer; Stabilizator
elektroenergetskog sustava
10
IZVJEŠTAJ/v.1.0
PWM Pulse-Width Modulation; Pulsno-širinska modulacija
RH Republika Hrvatska
RHE Reverzibilna hidroelektrana
ROCOF Rate-of-change-of-frequency, brzina promjene
frekvencije
SG Sinkroni generator
SGPM Sinkroni generator s permanentnim magnetima
TE Termoelektrana
TETO Termoelektrana-toplana
TS Transformatorska stanica
TSO Transmission System Operator; Operator prijenosnog
sustava
VA Vjetroagregat/i
VE Vjetroelektrana/e
VP Visokopropusni
11
IZVJEŠTAJ/v.1.0
1 Uvod
S ciljem smanjenja utjecaja energetskog sektora na okoliš, u svijetu su doneseni planovi i direktive
za povećanje broja obnovljivih izvora energije (OIE) i smanjenja korištenja fosilnih goriva.
Europski parlament postavio je ciljeve za 2020. godinu: 20% više OIE, 20% manje CO2 emisija i
poboljšanje energetske učinkovitosti za 20% [1]. Prije nekoliko godina, ti su planovi prošireni za
razdoblje od 2020. do 2030. godine [2]: smanjenje stakleničkih plinova za 40% (u odnosu na 1990.
godinu), minimalno 27% OIE i poboljšanje energetske učinkovitosti od 27%, a u 2050. godini
planira se čak 80% energije dobivati iz OIE što sve ukazuje na nužnost novog pristupa vođenju
sustava. I ostale su zemlje izradile slične strategije, poput Sjedinjenih Američkih Država [3] i Kine
[4]. Najbrže rastući OIE (u kontekstu instalirane snage) u Europi i svijetu (ne uračunavajući
hidroelektrane) su fotonaponske (FN) elektrane i vjetroelektrane (VE) [5] [6] [7]. Integracija
obnovljivih izvora energije (OIE), čija je proizvodnja električne energije stohastičke prirode
(promjenjiva i nepredvidiva) operatoru prijenosnog sustava uvodi nove izazove u vođenju i
planiranju pogona elektroenergetskog sustava (EES).
Prema podacima Europske Unije [8], u EU je do kraja 2015. godine instalirano 422 GW novih
kapaciteta OIE, pokrivajući 29% ukupno potrošnje električne energije. Najveći udio navedenih
kapaciteta su hidroelektrane, s kapacitetom 152 GW, te vjetroelektrane u iznosu od 141.5 GW,
uključujući 11 GW pučinskih VE. Najbrže rastuća tehnologija OIE su FN elektrane, čiji je ukupni
instalirani kapacitet narastao s 3.3 GW u 2005. godinu do 94.8 GW u 2015. godini. U Europskoj
Uniji, Njemačka je predvodnik u količini novih instaliranih kapaciteta VE i FN u iznosu od 50
GW i 41 GW do kraja 2016. godne [9].
Većina modernih OIE je spojena na mrežu preko energetskih (učinskih) pretvarača. Navedeni
uređaji se koriste za dinamičko mijenjanje karakteristika električne energije, kao što su struja i
napon. Osim OIE, količina instaliranih pretvarača u EES-u se povećava izgradnjom novih
visokonaponskih vodova istosmjernog napona (HVDC), Flexible Alternating Current
Transmission Systems (FACTS) uređaja te trošila spojenih preko pretvarača [10].
Uređaji spojeni preko energetskih pretvarača i konvencionalne sinkrone jedinice izravno
priključene na mrežu, imaju značajno drugačiji utjecaj na stabilnost EES-a. Sinkroni generatori
posjeduju veliku količinu kinetičke energije u rotirajućim masama turbine i generatora te
inherentno održavaju stabilnost sustava zbog krute veze s mrežom. Suprotno navedenom,
proizvodne jedinice spojene preko pretvarača često ne posjeduju značajnu količinu rotirajuće
energije te je njihov angažman u mrežnim poremećajima uvjetovan upravljačkim sustavom
pretvarača. U svakom slučaju, kinetička energija izvora spojenih preko pretvarača je skrivena zbog
12
IZVJEŠTAJ/v.1.0
razdvajajućeg učinka energetske elektronike. Dodatno, mogućnost kratkoročnog preopterećenja
sinkronih jedinica je znatno veća od pretvaračkih jedinica, koja iznosti oko 10% [10]. Dodatno,
kinetička energija uskladištena u vjetroagregatima je značajno ovisna o brzini vjetra, što je čini
varijabilnom i teško predvidivom.
Osim navedenog, konvencionalne sinkrone proizvodne jedinice sudjeluju u pomoćnim uslugama
sustava: za stabiliziranje neravnoteže proizvodnje i potrošnje električne energije brine se primarna,
sekundarna i tercijarna regulacija frekvencije i djelatne snage, u kojima OIE ne sudjeluju, što
dodatno naglašava smanjenje stabilnosti elektroenergetskog sustava. Stoga, povećanje broja OIE
u sustavu povećava udio proizvodnje koja je teško predvidiva i ne sudjeluje u pomoćnim uslugama
sustava što povećava zahtjeve na fleksibilnost konvencionalnih jedinica (Slika 1) koje zbog
smanjene tromosti sustava trebaju reagirati u kraćem vremenu. Ograničena fleksibilnost
konvencionalnih jedinica smanjuje mogućnost prihvata novih proizvodnih kapaciteta iz OIE jer se
narušavaju uvjeti stabilnosti te prijeti i mogućnost raspada sustava ako se ne osiguraju potrebni
uvjeti za stabiliziranje EES-a.
VARIJABILNOST I NESIGURNOST
POTROŠNJE
VARIJABILNOST I NESIGURNOST OIE
UZ SMANJENJE TROMOSTI SUSTAVA
POREMEĆAJI
ZAHTJEVI ZA FLEKSIBILNOST
ELEKTRANE
UPRAVLJANJE POTROŠNJOM
SPREMNICI ENERGIJE
IZVORI FLEKSIBILNOSTI
RAZMJENA ENERGIJE
DINAMIČKE ZNAČAJKE FREKVENCIJE
ODSTUPANJA OSCILACIJE
Koordinirano upravljanje
f
t
f
t
Slika 1: Fleksibilnost sustava
U trenutku poremećaja u sustavu, na njega trenutno djeluju sinkrone jedinice svojim inercijskim
odzivom, a neposredno nakon tog odziva počinje djelovati primarna regulacija frekvencije čije
djelovanje završava unutar 15-30 sekundi. Cilj primarne regulacije frekvencije je uravnoteženje
13
IZVJEŠTAJ/v.1.0
proizvodnje i potrošnje električne energije čime se zaustavlja promjena mrežne frekvencije na
nekoj vrijednosti različitoj od nazivne. U primarnoj regulaciji frekvencije sudjeluju sve elektrane
u sustavu (osim OIE poput vjetroelektrana i fotonaponskih elektrana): turbinski regulatori
povećavaju, odnosno smanjuju dotok radnog medija kroz turbinu čime se povećava, odnosno
smanjuje izlazna snage elektrane ovisno o predznaku promjene mrežne frekvencije. Dinamički
odziv mrežne frekvencije ovisi o vrsti elektrana u sustavu, statičnosti EES-a, vrsti potrošača i
konstanti tromosti sustava [11], [12].
2 Hrvatski elektroenergetski sustav
Hrvatski elektroenergetski sustav (EES) čine proizvodni objekti i postrojenja, prijenosna i
distribucijska mreža i potrošači električne energije na području Republike Hrvatske (Slika 2). Radi
sigurne i kvalitetne opskrbe kupaca električnom energijom i razmjene električne energije, hrvatski
EES povezan je s EES-ima susjednih država i ostalim sustavima članica ENTSO-E koji zajedno
tvore sinkronu mrežu kontinentalne Europe. Kupci u Hrvatskoj opskrbljuju se električnom
energijom iz elektrana na području Hrvatske, iz elektrana izgrađenih za hrvatske potrošače u
susjednim državama i nabavom električne energije iz inozemstva. Svojom veličinom hrvatski EES
spada u manje sustave u Europi. Zbog svojstvenog zemljopisnog položaja i rasporeda proizvodnih
objekata, u većem dijelu godine električna energija prenosi se s juga na sjever i obrnuto, te sa
sjevera prema istoku. Hrvatski EES je regulacijsko područje koje vodi Hrvatski operator
prijenosnog sustava (HOPS). Zajedno sa slovenskim EES-om i EES-om Bosne i Hercegovine čini
upravljački blok SLO – HR – BIH unutar ENTSO-E CE (Continental Europe) udruženja [13].
14
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 2: Hrvatska prijenosna mreža
Hrvatski prijenosni sustav na teritoriju RH danas je (stanje krajem 2017. godine) umrežen u
ukupno 6 trafostanica (TS) 400 kV razine, te u ukupno 14 TS 220 kV razine. Na 110 kV naponskoj
razini nalazi se ukupno 155 rasklopnih postrojenja 110 kV i TS 110/x kV. (Slika 3).
Na slici Slika 3 su, među ostalim, prikazane: ukupna odobrena priključna snaga generatora na 400
kV iznosa 276 MW, na 220 kV iznosa 1551 MW, odobrena priključna snaga generatora na 110
kV iznosa 2271 MW te odobrena priključna snaga vjetroelektrana iznosa 529 MW. Od
proizvodnih postrojenja na 400 kV mrežu priključena je jedino RHE Velebit.
15
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 3: Tehnički pokazatelji hrvatskog EES-a po naponskim razinama – stanje krajem 2017.
godine [13]
Hrvatski elektroenergetski sustav povezan je naponskim razinama 400 kV, 220 kV i 110 kV sa
sustavima susjednih zemalja:
• 7 dalekovoda 400 kV razine,
• 8 dalekovoda 220 kV razine,
• 18 dalekovoda 110 kV razine.
Maksimalno satno opterećenje (Tablica 1) sustava javlja u ljetnim mjesecima, odnosno u 2017.
godini je zabilježeno 4. kolovoza u 14. satu te iznosi 3079 MW. Pojava maksimalnog opterećenja
16
IZVJEŠTAJ/v.1.0
tijekom ljeta, a ne zime, može se objasniti blažom zimom od uobičajene te visokim ljetnim
temperaturama uz izraženu turističku sezonu. Minimalno satno opterećenje (Tablica 2) je
zabilježeno 18. rujna u 4. satu u iznosu 1305 MW [13]. Maksimalna ukupna mjesečna potrošnja
na razini prijenosne mreže zabilježena u siječnju i iznosi 1707 GWh (Slika 4).
Tablica 1. Maksimalno opterećenje sustava u 2017. godini [13]
Pmax [MW] Datum i vrijeme Uvoz [MW] Izvoz [MW]
3079 4.8.2017. 14.00 h 1657 270
Tablica 2. Minimalno opterećenje sustava u 2017. godini [13]
Pmin [MW] Datum i vrijeme Uvoz [MW] Izvoz [MW]
1305 18.9.2017. 04.00 h 906 543
Slika 4: Potrošnja u prijenosnoj mreži Republike Hrvatske za 2017. godinu [13]
Raspoložive proizvodne jedinice priključene na hrvatski EES, iskazane prema odobrenoj
priključnoj snazi i prema primarnom izvoru energije, prikazane su u tablici Tablica 3.
17
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Tablica 3. Priključna snaga elektrana i proizvedena energija u 2017. godini [14]
Primarni energent Instalirana
snaga (MW)
Proizvedena
energija (GWh)
Udio u ukupnoj
proizvedenoj energiji
(%)
Gorivi otpad 6 0 0
Biomasa 36 126 1.14
Ostali OIE 39 69 0.63
Sunce 51 62 0.57
Crpno-akumulacijska HE 281 569 5.15
TE – kameni ugljen 325 2351 21.26
Protočne HE 421 1845 16.69
Vjetar 537 1006 9.10
TE – prirodni plin 743 1312 11.86
TE – loživo ulje 950 0 0
Akumulacijska HE 1388 3716 33.6
OIE - ukupno 669 1263 11.42
Ukupno 4777 11 056 100
U tablicama Tablica 4 i Tablica 5 predočeni su tehnički podaci o hidroelektranama i
termoelektranama priključenim na prijenosnu mrežu.
18
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Tablica 4. Hidroelektrane priključene na prijenosnu mrežu
HE Broj
agregata
Nazivna
snaga
Sn
(MVA)
Nazivna
radna
snaga
Pn
(MW)
Faktor
snage
cos
Moment
inercije
mD2
(tm2)
Statičnost
(%)
Inercijska
konstanta
H
(s)
Nazivni
broj
okretaja
(o/min)
Opseg
primarne
regulacije
(MW)
Proizvodno područje HE Sjever
HE Varaždin 1,2 2x50 2x43 0.85 7000 6 3 125 18-47
HE Čakovec 1,2 2x42 2x39.9 0.95 1150 4 0.721 125 15-38
HE Dubrava 1,2 2x42 2x39.9 0.95 1150 4 1.008 125 15-38
Proizvodno područje HE Jug
RHE Velebit 1,2 2x155 2x138 0.89 1040 4 3.31 600 80-138
HE Đale 1,2 2x24 2x20.4 0.85 1999 4 3.17 166.7 6-20.4
HE
Kraljevac
1,2
3
4
26
16
6
2x20.8
12.8
4.8
0.8
0.8
0.8
337
166
-
-
-
-
2.5
2
-
375
375
-
1-20.8
1-12.8
-
HE Orlovac 1,2,3 3x83 3x79 0.95 630 4 2.6 500 50-79
HE Zakučac 1,3
2,4
2x160
2x150
2x144
2x135
0.9
0.9
5400
5123
4
4
4.22
4.22
300
300
55-144
85-135
HE Peruća 1,2 2x37.5 2x30 0.8 1794 1 2.4 187.5 5-30
HE Golubić 1,2 2x4.4 2x3.75 0.85 22 - 1.96 500 -
HE Miljacka 1,3,4
2
3x8
6
3x6.4
4.8
0.8
0.8
58
35
-
-
2.48
2
500
500
-
-
CPS Buško
Blato 1
11.3
-10.3
9
-8.2 0.8 - -
-
-
-
-
-
-
HE Krčić 1 0.55 0.44 0.8 - - - - -
HE Jaruga 1,2 2x5.14 2x3.6 0.7 - - - - -
Proizvodno područje HE Zapad
HE Rijeka 1,2 2x23 2x18.4 0.8 150 5 3.21 600 17.5-19
HE Vinodol 1,2,3 3x37.5 3x30 0.8 289 5 2.75 500 0-30
HE Senj 1,2,3 3x80 3x72 0.9 400 4 2.47 600 35-72
HE Sklope 1 25 22.5 0.9 860 5 2.73 250 5-22.5
HE Gojak 1,2,3 3x23.1 3x18.5 0.8 394 4 4.46 428 2-18.5
HE Ozalj 1,2,3
4,5
3x1.37
2x1.57
3x1.1
2x1.1
0.8
0.7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
19
IZVJEŠTAJ/v.1.0
CHE Fužine 1 5
-4.8
4
-4.2
0.8
1 51 - 1.97 375
-
-
CHE
Lepenica 1 1.56 1.4/-1.5 0.85 - - - - -
HE Zeleni
Vir 1,2 2x1.05 2x0.9 0.85 - - - - -
Pogoni HE Dubrovnik
HE
Dubrovnik 1,2 2x140 2x126 0.9 4900 6 4.32 300 55-100
HE Zavrelje 1 2.15 1.5 0.7 - - - - -
- podaci nisu poznati
Tablica 5. Termoelektrane priključene na prijenosnu mrežu
TE Br.
AG
Nazivna
snaga
Sn
(MVA)
Nazivna
radna
snaga
Pn
(MW)
Faktor
snage
cos
Moment
inercije
mD2
(tm2)
Statičnost
(%)
Inercijska
konstanta H
(s)
Nazivni
broj
okretaja
(o/min)
Opseg
primarne
regulacije
(MW)
TE Sisak 1,2 2x247 2x210 0.85 80 - 4 3000 -
TE Rijeka 1 377 320 0.85 81 5 3.6 3000 100-303
TE Plomin I 1 150 110 0.8 40.2 - 3.3 3000 -
TE Plomin
II 1 247 210 0.85 10.5 5 5.5 3000 126-192
ELTO
Zagreb
1 15.7 12.5 0.8 3.4 - 2.6
3.2
3.64
3.64
3000
3000
3000
3000
-
-
-
-
2 37.5 32 0.85 9.7 -
3 30.5 26 0.85 9 -
4 30.5 26 0.85 9 -
TETO
Zagreb
C 150 120 0.8 47 - 3.87 3000 -
K1
K2
K3
84
84
77
71
71
66
0.85
0.85
0.85
8.9
8.9
-
4
4
-
4.8
4.8
4
3000
3000
3000
50-69
50-69
-
20
IZVJEŠTAJ/v.1.0
L1
L2
88
43
75
37
0.85
0.85
9.9
13
4
-
4
-
3000
3000
50-67
-
TETO
Osijek
1 56.3 45 0.8 23 8 5.04
4.82
4,82
3000
3000
3000
-
-
-
2 32 25 0.8 12.5 -
3 32 25 0.8 12.5 -
KTE
Jertovec
2,3
4,5
2x16
2x41.8
2x12.8
2x35.5
0.8
0.85
3.2
13.6
-
-
2.47
4
3000
3000
-
-
NE Krško –
50%
1 406.4 332 0.85 15.34 - 3.57 1500 -
- poodaci nisu poznati
3 Vjetroelektrane u hrvatskom EES-u
Prema podacima iz travnja 2018. u Hrvatskoj je u redovnom pogonu bilo 18 vjetroelektrana,
ukupne instalirane snage 527.25 MW s odobrenim priključkom u iznosu od 528.25 MW, dok je
jedna elektrana ukupne odobrene snage 48 MW bila u pokusnom radu [15]. Gotovo sve elektrane
su opremljene vjetroagregatima Tip 3 (6 elektrana ukupnog odobrenog kapaciteta 236.1 MW) i
Tip 4 (13 elektrana ukupno odobrenog kapaciteta 334.2 MW) , dok samo jedna ima agregate Tip
2 s kapacitetom od 5.95 MW (tablica 6). Većina elektrana je smještena u Šibensko-kninskoj (6),
Zadarskoj (6) te Splitsko-dalmatinskoj županiji (Slika 5). Najveći broj elektrana je priključen na
110 kV napon prijenosne mreže, dok se ostale priključene na srednjenaponsku distribucijsku
mrežu (10, 30, 35 kV).
21
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 5: Lokacije vjetroelektrana u RH [15]
Tablica 6. Podaci o vjetroelektranama u RH
Naziv VE
Instalirana/
odobrena
snaga (MW)
Proizvođač i
model
agregata
Tip
(broj)
agregata
Lokacija
(županija)
Napon
priključka
(kV)
U
pogonu
od
Ravne 5.95/5.95 Vestas
V52-850kW
Tip 2
(7) Zadarska 10 2005.
Trtar-
Krtolin 11.2/11.2
Enercon
E-48 800kW
Tip 4
(14)
Šibensko-
kninska 30 2007
Orlice 9.6/9.6
Enercon
E-48 800kW
E-44 900kW
Tip 4
(3)
(8)
Šibensko-
kninska 30 2009.
Vrataruša 42/42 Vestas
V90-3.0MW
Tip 3
(14)
Primorsko-
goranska 110 2010.
Velika
Popina
(ZD6)
9.2/9.2
Siemens
SWT 2.3-
82VS
Tip 4
(4) Zadarska 35 2011.
22
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Pometeno
Brdo 20/20
Končar
KO-VA
57/1MW
K 80 2.5MW
Tip 4
(15)
(2)*
Splitsko-
dalmatinska 110
2010.
2011.
2012.
2015.
Crno Brdo 10.5/10
Leitwind
LTW77
1.5MW
Tip 4
(7)
Šibensko-
kninska 10 2011.
Bruška
(ZD2 i
ZD3)
36.8/36 Siemens
SWT 2.3‐93
Tip 4
(16) Zadarska 110 2011.
Ponikve 36.8/34 Enercon
E-70 2.3MW
Tip 4
(16)
Dubrovačko
-
neretvanska
110 2012.
Jelinak 30/30
Acciona
AW82-
1.5MW
Tip 3
(20)
Šibensko-
kninska 110 2013.
Kamensko
-Voštane 42/40
Siemens
SWT 3.0-101
Tip 4
(14)
Splitsko-
dalmatinska 110 2013.
ZD 4 9.2/9.2 Siemens
SWT 2.3‐93
Tip 4
(4) Zadarska 10 2013.
Velika
Glava,
Bubrig i
Crni Vrh
43.7/43 Enercon
E-82 2.3MW
Tip 4
(19)
Šibensko-
kninska 110 2014.
Zelengrad-
Obrovac 42/42
Vestas
V90-3.0MW
Tip 3
(14) Zadarska 110 2014.
Ogorje 42/44
Vestas
V112-
3.0MW
Tip 4
(14)
Splitsko-
dalmatinska 110 2015.
Rudine 34.2/34.2 GE
2.85-103
Tip 3
(12)
Dubrovačko
-
neretvanska
110 2015.
Glunča 20.7/23 Siemens
SWT 2.3‐93
Tip 4
(9)
Šibensko-
kninska 110 2016.
Katuni 34.2/39.9 GE
2.85-103
Tip 3
(12)
Splitsko-
dalmatinska 110 2016.
23
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Velika
Popina
(ZD6P)
44.2/45 Siemens
SWT 3.4-108
Tip 4
(13) Zadarska 110 2017.
Lukovac 48.75/48
GE
2.85-103
3.2-103
Tip 3
(7)
(9)
Splitsko-
dalmatinska 110
Pokusni
rad
3.1 Tipovi vjetroagregata u Hrvatskoj
U poglavlju su navedeni osnovne karakteristike vjetroagregata bitne za ocjenu mogućnosti
sudjelovanja u regulaciji frekvencije i djelatne snage. Prema dostupnim podacima (Tablica 7)
može se zaključiti da su gotovo sve vjetroelektrana u Hrvatskoj opremljene agregatima Tip 3 i Tip
4, osim vjetroelektrane Ravne-Pag koja je opremljena agregatima Tip 2. Tip 1 vjetroagregati nisu
prisutni prema dostupnim podacima te neće biti razmatrani.
Tablica 7. Tipovi i modeli vjetroagregata u RH
Tip 2 Tip 3 Tip 4
Vestas
V52-850 kW
Acciona
AW77-1.5MW; AW82-1.5MW
Siemens
SWT 2.3-93; SWT 3.0-101;
SWT 3.4-108; SWT 2.3-82VS
GE
2.85MW-103; 3.2MW-103
Vestas
V112-3.0MW
Vestas
V90-3.0MW
Končar
KO-VA 57/1MW; K 80 2.5
MW
Enercon
E-70 2.3MW; E-82 2.3MW;
E-48 800kW; E-44 900kW
Leitwind
LTW77 1.5MW
3.1.1 Vjetroagregat Tip 2
U ovoj konfiguraciji (Slika 6) koristi se asinkroni generator s klizno-kolutnim rotorom na čije su
rotorske namote spojeni tiristorski upravljivi otpornici. Promjenjivi otpornik omogućuje povećani
raspon klizanja reda veličine 10% čime se smanjuju mehanička naprezanja prilikom promjene
24
IZVJEŠTAJ/v.1.0
brzine vjetra. Ova konfiguracija također zahtijeva soft-starter uređaj za smanjenje potezne struje
prilikom sinkronizacije te kondenzatorske baterije za kompenzaciju jalove snage. Nedostatak je
taj što se snaga rotora (slip power) gubi kao disipacija topline na promjenjivom otporniku. Tip 2
agregati koriste zastarjelu tehnologiju koja se praktički više ne ugrađuje u nove vjetroelektrane.
Slika 6: Shema vjetroagregata Tip 2
3.1.2 Vjetroagregat Tip 3
U ovoj konfiguraciji (Slika 7) također se koristi asinkroni generator s klizno-kolutnim rotorom, ali
su stezaljke rotorskih namota preko frekvencijskog pretvarača spojene na mrežu, dok je stator
izravno spojen na mrežu (najčešće se koristi tzv. back-to-back naponski pretvarač upravljan
pulsno-širinskom modulacijom (PWM)). Ova konfiguracija poznata je pod nazivom dvostruko
napajani asinkroni generator (doubly-fed induction generator). Kako su napon statora i napon
rotora često različiti, tronamotni transformator se obično koristi kao rješenje preko kojeg se cijeli
sustav povezuje s mrežom. Ova konfiguracija omogućuje veći raspon brzina (od -40% do +30%
sinkrone brzine) te se isto toliko radne snage može prenijeti preko pretvarača između rotora i mreže
(u oba smjera). Nadalje, još jedna prednost ove konfiguracije jest da pretvarač može vršiti i
kompenzaciju jalove snage i "mekaniju" sinkronizaciju na mrežu, stoga posebni uređaji za soft-
start i kompenzaciju jalove snage nisu potrebni. Štoviše, frekvencijski pretvarač omogućuje
međusobno neovisno upravljanje radnom i jalovom snagom, a agregat može injektirati jalovu
snagu u mrežu (slično kao i naduzbuđeni sinkroni generator).
25
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 7: Shema vjetroagregata Tip 3
3.1.3 Vjetroagregat Tip 4
U ovoj konfiguraciji (Slika 8) generator je u potpunosti odvojen od mreže preko frekvencijskog
pretvarača koji prenosi punu nazivnu snagu agregata. Ova konfiguracija može, ali i ne mora imati
mjenjačku kutiju (multiplikator), ovisno o izvedbi generatora. Kako je generator u potpunosti
odvojen od mreže, nema ograničenja u odabiru generatora. Tako se u ovoj konfiguraciji može
koristiti asinkroni generator s kaveznim ili klizno-kolutnim rotorom, te sinkroni generator s
permanentnim magnetima (SGPM) u izvedbi s mjenjačkom kutijom, odnosno višepolni SGPM i
sinkroni generator s uzbudnim namotom (SG) u izvedbi bez mjenjačke kutije (tzv. direct-drive
izvedba).
Slika 8: Shema vjetroagregata Tip 4
26
IZVJEŠTAJ/v.1.0
3.2 Planirane nove vjetroelektrane u hrvatskom EES-u
U dokumentu desetogodišnje plana razvoja hrvatske prijenosne mreže [16] navedene su VE
planirane za priključak na prijenosnu (Tablica 8), odnosno distribucisku mrežu (Tablica 9) u
razdoblju 2018. – 2020. godine, te VE planirane za priključak na mrežu u razdoblju 2018. - 2027.
godine (Tablica 10) Zbog velikog broja zahtijeva za priključkom VE (ukupnog kapaciteta većeg
od 2000 MW), planirane elektrane su podijeljene u dvije kategorije:
• VE koje imaju Ugovor o priključenju na prijenosnu ili distribucijsku mrežu – priključak
planiran u slijedećem trogodišnjem razdoblju,
• ostale VE (s izdanim PEES, s revidiranim PAMP-om (eventualno i EOTRP-om), one
koje su se javile na javne pozive za izradu Plana) – priključak planiran u slijedećem
desetogodišnjem razdoblju.
U slučaju zahtjeva za većom integracijom od predviđenje navedenim planom, predviđa se
primjena principa zonskog priključka1. Dinamika izgradnje zonskih priključaka odnosno novih TS
400(220)/110 kV ovisit će u potpunosti o dinamici razvoja projekata VE, njihovim lokacijama i
instaliranim snagama. S obzirom na sadašnje spoznaje i prijavljene projekte izgradnje
vjetroelektrana, HOPS je definirao šest mogućih područja za zonski priključak VE: Zona Gračac;
Zona Obrovac; Zona Knin; Zona Bilice-Kaštela; Zona Cetina te Zona Šestanovac [16].
Tablica 8. Planirane vjetroelektrane za priključak na prijenosnu mrežu (2018.-2020.) [16]
Ime VE Priključna snaga (MW) Naponska razina priključka
(kV)
Zelengrad – Obrovac 12 110
Krš – Pađene 142 220
ST 3-1/2 Visoka Zelovo 33 110
Bruvno 45 110
Konavoska brda 120 220
ZD2P 48 110
ZD3P 33 110
VE Lukovac* 48 110
1 Zonski priključak predviđa formiranje jednog novog mrežnog čvora 400(220)/110 kV na ograničenom području koje
obuhvaća nekoliko VE sa osnovnom zadaćom prihvata (priključenja) svih obuhvaćenih VE, odnosno novog voda 110
kV ukoliko nije potrebno povezivati mreže različitih naponskih razina [16].
27
IZVJEŠTAJ/v.1.0
VE ZD 6P (Velika Popina)* 45 110
Ukupno 526 MW
*VE u pokusnom radu
Tablica 9. Planirane vjetroelektrane za priključak na distribucijsku mrežu (2018.-2020.) [16]
Ime VE Priključna snaga (MW) Naponska razina priključka
(kV)
Jasenice 12 110
Kom-Orjak-Greda 142 220
Ukupno 30 MW
Tablica 10. Planirane vjetroelektrane za priključak na mrežu (2018.-2027.) [16]
Ime VE Priključna snaga (MW) Ime VE Priključna snaga
(MW)
Voštane* 27 Kozjak 50
Senj 156 Orlić 10
Opor 33 Otrić 20
Boraja 45 Brdo-Umovi 127,5
Korlat 58 Vrataruša II 24
Rust 120 Svilaja 85
Mazin 2 20 Zebar 20
Mazin (Bruvno2A) 45 Kavranica 38
Orljak 42 Udbina 114
Vrbnik 10 Uništa 10
Zelovo 30 Jelenje 27
Ukupno 1111,5 MW
28
IZVJEŠTAJ/v.1.0
3.3 Problemi integracije VE u hrvatski EES
Integracija vjetroelektrana (VE) u prijenosni elektroenergetski sustav (EES) predstavlja izazov
koji se tiče usklađenja vrlo varijabilnog izvora električne energije u vođenje i pogon EES-a.
Geografski položaj potencijalnih lokacija VE-na i nedostatak dovoljnog prijenosnog potencijala
mreže na predmetnim područjima, te nestabilnost uvjeta brzine i smjera vjetra može uzrokovati
značajne probleme prilikom planiranja i vođenja EES-a. Stoga, problematiku je potrebno sagledati
iz niza aspekata koji se odnose na:
• lokalne značajke mreže,
• planiranje i vođenje EES-a,
• dinamička stabilnost EES-a s velikim udjelom VE.
Posebnost integracije VE u Hrvatskoj je njihova mala geografska raspršenost. Najveća udaljenost
između dviju VE iznosi oko 300 km, dok je 16 od ukupno 19 VE sa 75% ukupno instalirane snage
VE smještano na području sličnog vjetro-klimatskog režima (110 x 70 km2) što uz izraženu
promjenjivost brzine i smjera vjetra značajno utječe na promjenjivost ukupne proizvodnje VE, a
samim time i na vođenje elektroenergetskog sustava u cjelini [17].
U normalnom pogonu odstupanje konzuma i odstupanja OIE (dominanto vjetroelektrana) najviše
utječu na potrebe za uravnoteženjem sustava. Kako su navedena odstupanja neovisne varijable
ukupna aktivacija regulacije dodatno ovisi da li se nezavisna odstupanja superponiraju ili
poništavaju stoga je izrazito bitna kvaliteta njihovog pojedinačnog planiranja kako bi se
minimizirala ukupna pogreška sustava i posljedični troškovi uravnoteženja. Tijekom visokog
opterećenja EES-a i veće proizvodnje vjetroelektrana, dodatni problem operatoru prijenosnog
sustava prilikom regulacije EES-a predstavlja i hladniji vremenski period koji se obično podudara
i s hidrološkim bogatijim dijelom godine. Najčešći problem je nedostatak raspoloživih kapaciteta
akumulacija regulacijskih hidroelektrana unutar kojih bi se mogla skladištiti voda za
uravnoteživanje odstupanja između ostvarenja i plana rada vjetroelektrana.
U 2017. godini HOPS je planirao proizvodnju VE uz srednju prosječnu pogrešku od 5,56% (29,4
MW) instalirane snage VE. Maksimalna pozitivna pogreška prognoze proizvodnje VE (prognoza
veća od ostvarenja) je iznosila 180,8 MW, a maksimalna negativna pogreška prognoze proizvodnje
VE je iznosila -253,9 MW (Slika 9).
29
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 9: Maksimalna pozitivna, maksimalna negativna i prosječna apsolutna pogreška satne
prognoze proizvodnje vjetroelektrana [17]
Na slici Slika 9 može se vidjeti da se maksimalna pozitivna pogreška prognoze veća od 100 MW
pojavljuje u 8 mjeseci 2017. godine a maksimalna negativna pogreška prognoze u apsolutnom
iznosu veća od 100 MW pojavljuje se u 12 mjeseci 2017. godine. Prosječna apsolutna pogreška
na mjesečnoj razini kreće se u rasponu 23,03–38,3 MW.
Osim pogreški prognozi proizvodnje VE, od posebne važnosti je i promjenjivost proizvodnje VE.
Na slici Slika 10 prikazana je maksimalna pozitivna i maksimalna negativna promjena satne
proizvodnje VE u pojedinom mjesecu za 2017. godinu. Drugim riječima, prikazana je razlika
ostvarene prosječne proizvodnje VE u dva uzastopna sata. Najveća pozitivna satna promjena
proizvodnje VE iznosila je 219,7 MW, dok je najveća negativna satna promjena proizvodnje VE
iznosila -122,4 MW. Prosječna pozitivna satna promjena proizvodnje u promatranom razdoblju
iznosila je 108,62 MW, a prosječna negativna -93,65 MW.
30
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 10: Maksimalna pozitivna i maksimalna negativna promjena satne proizvodnje VE u
mjesecu [17]
Gore navedeni podaci su veoma važni za planiranje i vođenje EES-a jer suma pogreški prognoze
satne proizvodnje VE predstavlja potrebnu energiju uravnoteženja, a veća pogreška u prognozi VE
podrazumijeva veću potrebnu regulacijsku snagu i energiju uravnoteženja, odnosno veće troškove
u toj domeni, a budući da vjetroelektrane u hrvatskom EES-u ne sudjeluju u primarnoj i
sekundarnoj regulaciji frekvencije, to znači da tu zadaću u cijelosti moraju obavljati
konvencionalne elektrane. Tijekom pogona nužno je konvencionalnim elektranama osigurati
dovoljne regulacijske pričuve u slučaju odstupanja proizvodnje VE od planirane vrijednosti u
trajanju duljem od 15 min, uobičajeno 1 h. Proizvodnja električne energije iz vjetroelektrana ovisi
o brzini i smjeru vjetra te je izrazito nepredvidiva, čime je uvećan zahtjev da se prilagođava pogon
klasičnih elektrana za osiguranje ravnoteže potražnje i proizvodnje električne energije u sustavu.
Na slici Slika 11 prikazana je suma pozitivnih i negativnih pogreški prognoze satne proizvodnje
VE u pojedinom mjesecu za 2017. godinu. Suma pozitivnih pogreški prognoze (prognoza veća od
ostvarenja) određuje u konačnici potrebnu negativnu energiju uravnoteženja u elektroenergetskom
sustavu, a suma negativnih pogreški prognoze predstavlja pozitivnu energiju uravnoteženja.
Ukupna suma svih pozitivnih pogreški prognoze satne proizvodnje u cjelokupnom promatranom
razdoblju iznosi 126,77 GWh, dok ukupna suma svih negativnih pogreški iznosi -130,8 GWh.
31
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 11: Suma pozitivnih i negativnih pogreški prognoze satne proizvodnje VE u pojedinom
mjesecu [17]
Kao što je već rečeno, za vrijeme hladnijeg, vodom i vjetrom bogatijeg vremenskog perioda,
odstupanja plana i ostvarenja su veća od planiranih vrijednosti sekundarne regulacije, što stvara
dodatne probleme operatoru prijenosnog sustava prilikom uravnoteživanja EES-a. Može se
zaključiti da je opravdana preporuka ENTSO-E za uvećavanjem plana sekundarnih regulacijskih
rezervi za iznos maksimalne pogreške prognoze rada VE u hladnijem dijelu godine. Međutim,
ljetni mjeseci također predstavljaju problem jer su to sušni mjeseci, smanjenog hidropotencijala,
odnosno smanjenje regulacijske sposobnosti hidroelektrana, što uslijed naglih promjena brzine i
smjera vjetra može biti kritično za sigurnost vođenja EES-a i opskrbe električnom energijom.
Osiguranje dovoljnih količina regulacijskih rezervi prilikom integracije većeg broja VE u EES,
ima i veliki utjecaj na tržišnu cijenu električne energije. Pojavljuju se niske tržišne cijene električne
energije u trenucima velike proizvodnje iz VE, i vrlo visoke cijene električne energije u trenucima
niske ili nulte vrijednosti proizvodnje iz VE. Unutar hrvatskog kontrolnog područja, VE su
povlašteni proizvođači električne energije, s osiguranim tržištem i nisu financijski odgovorni za
32
IZVJEŠTAJ/v.1.0
odstupanja između plana i ostvarenja rada VE, te nisu obavezni sudjelovati na tržištu pomoćnih
usluga [18]
Za buduće scenarije integracije VE raspon ukupnih troškova sekundarne i tercijarne regulacije za
uravnoteženje najviše ovisi o instaliranoj snazi VE i prosječnoj pogrešci planiranja proizvodnje
VE. U studiji „Mogućnosti prihvata obnovljivih izvora energije u hrvatski elektroenergetski
sustav“ [19] koju je proveo Energetski institut Hrvoje Požar, za pet scenarija integracije VE (744
MW, 1000 MW, 1200 MW, 1500 MW) izvedena je simulacija troškova uravnoteženja u ovisnosti
o greški prognoze proizvodnje VE (9,81%). Sa povećanjem integracije VE najviše se povećava
zahtjev na rezervu snage tercijarne regulacije dok je porast energije za uravnoteženje (aktivacija)
manji. Tako je za realno ostvariv scenarij VE 744 MW potrebno povećati tercijarnu rezervu snage
na ±223 MWh/h (u odnosu na sada ugovorenih ±120 MWh/h). Integracijom VE ukupne snage 744
MW procjenjuje se da bi ukupni troškovi uravnoteženja porasli s postojeće razine od 36 mil. € na
oko 50 mil. € uz uvjet da se održi ista prosječna pogreška prognoze VE. U tablici Tablica 11.
prikazana je usporedba godišnjih troškova uravnoteženja u svim scenarijima.
Tablica 11. Usporedba godišnjih troškova uravnoteženja [19]
Scenarij 744 MW 1000 MW 1200 MW 1500 MW 2000 MW
Povećanje tercijarne
rezervne snage
±223
MWh/h
± 316
MWh/h
± 385
MWh/h
± 488
MWh/h
± 666
MWh/h
Ukupni troškovi
uravnoteženja 50 mil. € 64 mil. € 74 mil. € 89 mil. € 115 mil. €
Veliki udio proizvodnje vjetroelektrana u sustavu donosi još jedan problem: smanjuje se inercija
cjelokupnog EES-a, čime se pogoršavaju njegove dinamičke i regulacijske karakteristike. U
poglavlju 4, pokazano je kako se konstanta tromosti mijenjala tijekom godine. Na Slika 12 je
prikazan udio proizvodnje vjetroelektrana u odnosu na ukupno opterećenje hrvatskog EES-a
tijekom 2017. godine. Vidljivo je kako se u promatranom razdoblju udio proizvodnje
vjetroelektrana kreće u rasponu od 0% do 35,2% (ostvareno 6.11.2017. u 3h). Tijekom 1328 sati,
taj udio je bio veći od 15%.
33
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 12: Udio proizvodnje vjetroelektrana u pokrivanju satnog opterećenja EES-a [17]
Vjetroelektrane s gledišta operatora prijenosnog sustava često se smatraju negativnim teretima
(negativnom potrošnjom) jer im je ponašanje zbog slučajne prirode vjetra vrlo slično. Međutim,
distribuiranost VE po prijenosnoj mreži može utjecati na poboljšanje lokalnih naponskih prilika u
točkama priključenja s obzirom na mogućnost regulacije jalove snage. Problem povišenih napona
u mreži, posebice u vrijeme noćnih sati, moguće je djelomično riješiti uključenjem regulacije
jalove snage na mjestu priključka što je i iskorišteno u Hrvatskom operatoru prijenosnog sustava
upućivanjem pisanog naloga vjetroelektranama o podešavanju cos φ = 0.95 kapacitivno u vremenu
od 23 h navečer do 08 h ujutro. U ostale sate režim rada je cos φ = 1 [20]. Primjer takvog režima
rada dan je na slici Slika 13, na kojoj je prikazana proizvodnja djelatne i jalove električne energije
vjetroelektrane na prijenosnoj razini. Potencijalna jalova energija Qpot je energija koju bi elektrana
mogla davati u mrežu s obzirom na pogonski dijagram u ovisnosti o proizvodnji djelatne energije.
Vidljivo je da se krivulje stvarno i potencijalno moguće proizvedene jalove energije poklapaju u
noćnim satima.
34
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 13: Primjer proizvodnje djelatne i jalove energije vjetroelektrane u hrvatskom EES-u [20]
3.3.1 Sažetak problema koje donosi integracija VE u hrvatski EES
• Smanjenje konstante tromosti EES-a
• Potrebno uvećavanje plana sekundarnih regulacijskih rezervi za iznos maksimalne
pogreške prognoze rada VE (za 2017. godinu maksimalna pogreška proizvodnje VE
iznosila -253,9 MW)
• Potrebno povećanje tercijarne rezerve snage (prosječno za dodatnih 20 MW integracije
VE, potrebna rezervna snaga raste za 6,92 MWh/h)
• Povećanje ukupnih troškova za energiju uravnoteženja (prosječno za dodatnih 20 MW
intregracije VE, troškovi se povećaju za 1 mil. €.)
• Pojavljuju se niske tržišne cijene električne energije u trenucima velike proizvodnje iz
VE, i vrlo visoke cijene električne energije u trenucima niske ili nulte vrijednosti
proizvodnje iz VE
• Problem hladnijeg vremenskog perioda: nedostatak raspoloživih kapaciteta akumulacija
regulacijskih hidroelektrana
• Problem nedostatka dovoljnog prijenosnog potencijala mreže na predmetnim područjima
35
IZVJEŠTAJ/v.1.0
4 Tromost elektroenergetskog sustava
Frekvencijska stabilnost današnjih elektroenergetskih sustava uvelike se oslanja na tromost
rotirajućih masa sinkrono povezanih proizvodnih, i manjim dijelom potrošačkih, jedinica.
Rotirajuća kinetička energija sadržana u navedenim jedinicama sprječava naglu promjenu
frekvencije napona i struje pri poremećajima u ravnoteži proizvodnje i potrošnje radne snage.
Značajnom integracijom novih obnovljivih izvora energije, konvencionalne proizvodne jedinice
često se isključuju iz pogona stvarajući pritom manjak inherentne pogonske stabilnosti. Većina
modernih proizvodnih jedinica iz domene obnovljivih izvora povezana je s elektroenergetskom
mrežom preko energetskih pretvarača, koji inherentno ne doprinose stabilnosti sustava bez
posebnog upravljanja pretvaračem [21] [22]. Smanjena tromost sustava očituje se u većoj brzini
promjene frekvencije i maksimalnom odstupanju frekvencije od nazivne pri poremećajima, što
može dovesti do nestabilnosti sustava (odvajanje generatora od mreže, podfrekvencijsko
rasterećenje tereta, itd.). Osim toga, smanjena tromost sustava utječe i na ostale aspekte pogona i
vođenja modernih elektroenergetskih sustava, kao što su naponska stabilnost i upravljanje, zaštita
sustava, pružanje regulacijske rezerve i sl.
Inercijski odziv počinje trenutno nakon početka poremećaja, a prije prorade primarne regulacije
agregata. Generatori će apsorbirati ili injektirati radnu snagu iz mreže/u mrežu protiveći se
promjeni frekvencije. U slučaju ispada elektrane ili uključenja značajnijeg potrošača, radna snaga
koja se injektira u mrežu dolazi iz kinetičke energije zamašne mase agregata zbog koje će brzina
vrtnje agregata pasti. U slučaju isključenja značajnijeg potrošača, ta će nejednakost uzrokovati
povećanje brzine vrtnje agregata. Ovo ponašanje naziva se inercijski odziv i nije ga moguće
kontrolirati jer je to inherentno svojstvo sinkronog stroja sinkroniziranog na mrežu (ali i svojstvo
elektromotornih pogona na mreži koji su dio ukupnog opterećenja). Turboagregati u
termoelektranama sadrže od 30 do 60% inercije u turbini, dok kod hidroagregata samo 4 do 15%
inercije je sadržano u turbini, što uključuje i inerciju vode [23]. Incidenti koji mogu značajnije
narušiti frekvencijsku stabilnost su ispadi velikih proizvodnih i potrošačkih jedinica s mreže,
isklapanje HVDC vodova koji povezuju različite elektroenergetske sustave ili razdvajanje sustava
[10].
4.1 Konstanta tromosti
Konstanta tromosti bitna je značajka stabilnosti elektroenergetskog sustava (EES-a) koja je
povezana s frekvencijom EES-a. Frekvencija je globalna veličina EES-a unutar sinkrone zone jer
svi generatori rade u sinkronizmu jedan s drugim i vrlo je bitno da se održava konstantnom: to
osigurava konstantnu brzinu motora koji su dijelovi pomoćnih sustava u elektranama (pumpe i sl.)
36
IZVJEŠTAJ/v.1.0
o kojima ovisi siguran rad tih elektrana; zbog rotacijskih strojeva u industriji koji se napajaju iz
mreže (sinkroni i asinkroni motori) i zbog sinkronizacije uređaja za mjerenje vremena koji ovise
o integralu mrežne frekvencije [24]. Općenito, tromost fizičkog objekta je definirana kao opiranje
tijela promjeni stanja gibanja što uključuje promjene smjera i brzine [22]. Primjenjujući tu
definiciju za elektroenergetski sustav, fizički objekti koji se gibaju su rotirajući strojevi (sinkroni
generatori, asinkroni generatori, turbine itd.) priključeni na EES te njihovo opiranje promjeni
rotirajuće brzine se izražava momentom tromosti njihovih rotirajućih masa. Zamašna masa tih
strojeva određuje brzinu promjene frekvencije prilikom nejednakosti snaga proizvodnje i potrošnje
električne energije. Brzina vrtnje velikih i teških rotacijskih strojeva u elektranama (turbine) ne
može se promijeniti trenutačno; prilikom poremećaja u sustavu pri kojem dolazi do nejednakosti
proizvodnje i potrošnje sinkroni stroj će apsorbirati ili injektirati radnu snagu iz mreže odnosno u
nju protiveći se nastaloj promjeni i pritom će usporavati, odnosno ubrzavati i na taj će način,
zahvaljujući vlastitoj tromosti, doprinijeti stabilizaciji frekvencije.
Vjetroelektrane i fotonaponske elektrane uglavnom su na EES priključene preko uređaja
energetske elektronike, te su električki odvojene od mreže stoga nemaju inercijski odziv na
promjene frekvencije EES-a, iako u slučaju VE postoji značajna količina kinetičke energije
uskladištene u lopaticama turbine i generatoru čija je konstanta tromosti sumjerljiva
konvencionalnim elektranama i iznosi od 2 do 5 s [25]. FN elektrane nemaju rotacijskih dijelova i
zato ne posjeduju kinetičku energiju. Njihov je utjecaj na inercijski odziv sustava manji jer su u
pogonu tijekom dana kada je najviše sinkronih generatora u pogonu. Smanjena konstanta tromosti
negativno utječe na dinamiku frekvencijskog odziva sustava prilikom neravnoteže proizvodnje i
potrošnje, pa se odstupanja frekvencije od nazivne vrijednosti tijekom poremećaja povećavaju.
Vrijednost konstante tromosti 𝐻 agregata moguće je procijeniti na temelju sličnosti nazivnih
prividnih snaga 𝑆𝑛 [MVA] te pripadnih kinetičkih energija 𝐸𝑘𝑖𝑛 [MJ ili MWs] rotirajućih
elemenata agregata [24]:
𝐻 =𝐸𝑘𝑖𝑛
𝑆𝐵 (1)
gdje 𝐸𝑘𝑖𝑛 predstavlja ukupnu kinetičku energiju agregata, a 𝑆𝐵 je bazna (nazivna) vrijednost snage
(VA) za preračunavanje veličina sustava u jedinične vrijednosti.
Ako se kinetička energija rotora izrazi preko nazivne brzine vrtnje (okr/min) agregata dobije se
izraz:
𝑊𝑘 =1
2∙ 𝐽𝜔𝑚
2 =1
2∙ 𝐽 (2𝜋
𝑛𝑅
60)2
(2)
37
IZVJEŠTAJ/v.1.0
pri čemu su 𝐽 – ukupni moment tromosti agregata (kgm2); 𝜔𝑚 – mehanička brzina vrtnje rotora
(rad/s); 𝑛𝑅 – nazivna brzina vrtnje agregata (okr/min). Uvrštavanjem (2) u (1) može se pisati:
𝐻 =𝑊𝑘
𝑆𝐵=
1
2∙𝐽𝜔𝑚
2
𝑆𝐵=
1
2∙𝐽(2𝜋
𝑛
60)2
𝑆𝐵 (3)
Umjesto momenta tromosti J često se koristi zamašni moment:
𝑚𝐷Σ 2 = 4𝐽 (4)
Uvrštavanjem (4) u izraz (3) dobiva se u praksi najčešće korišteni izraz za konstantu tromosti 𝐻
[24]:
𝐻 =1
2(𝜋
60)2
𝑛2𝑚𝐷Σ
2
𝑆𝐵 (5)
Uočava se da na vrijednost konstante 𝐻 utječu brzina vrtnje, zamašni moment i nazivna prividna
snaga agregata. Ukupna zamašna masa nekog agregata sastavljena je od zamašne mase pogonskog
stroja i zamašne mase generatora, a kod hidroagregata treba uzeti u obzir i doprinos mase vode.
Pokazuje se da je do ovog podatka relativno teško doći iz standardno raspoložive tehničke
dokumentacije o agregatu, pa se do njega uglavnom dolazi identificiranjem parametra 𝐻 u realnom
pogonu agregata. Parametar 𝐻 (vremenska konstanta tromosti) bilo kojeg agregata u elektrani ima
znatan utjecaj na dinamičko vladanje agregata, posebice u uvjetima prijelazne i dinamičke
stabilnosti, te otočnog pogona agregata.
Općenito, uobičajene vrijednosti parametra 𝐻 moguće je sistematizirati na način kako je to
učinjeno u tablici Tablica 12, uz ocjenu da te vrijednosti tehnički zadovoljavaju u svim područjima
istraživanja i da ih se kao takove može smatrati prihvatljivima.
Tablica 12. Tipične vrijednosti konstante tromosti 𝐻 [24]
Vrsta agregata H (s)
turboagregati 3000 o/min (dvopolni) 2.5 - 6.0
Starije izvedbe turboagregata
(ispod 200 MW) H=6
Turboagregati
(oko 300 MW) H=5
38
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Novije izvedbe turboagregata
(preko 500 MW) H=3.5
1500 o/min (četveropolni) 4.0 - 10.0
hidroagregati 2.0 - 4.0
Konstanta tromosti nekog sustava zapravo je konstanta samo u pojedinom trenutku jer taj
parametar ovisi o različitim vrstama turbina i generatora (turbogeneratori, hidrogeneratori, kombi
blokovi, itd.) koji su trenutno u pogonu u istraživanom sustavu. Ako u slučaju značajnijeg
poremećaja dođe do dijeljenja sustava na otoke, u svakom podsustavu je različita zastupljenost
pojedinih vrsta agregata, te se i konstante tromosti tako nastalih podsustava razlikuju.
Uz veličinu poremećaja, konstanta tromosti sustava je najutjecajniji parametar koji određuje odziv
frekvencije sustava pogotovo ako je sustav u otočnom radu:
𝑑𝑓
𝑑𝑡=
25
𝐻∙ (𝑃𝑚 − 𝑃𝑒) [
𝐻𝑧
𝑠] (6)
pri čemu su: f – frekvencija (HZ); Pm – mehanička snaga turbine (MW); Pe – električna snaga
generatora (MW).
Ako sustav ima malu konstantu tromosti frekvencija se pri poremećaju brže mijenja. Noviji
agregati imaju konstante tromosti 2 ili 3 (MWs/MVA), a trend u konstruiranju agregata, zbog
ušteda u materijalu i prostoru, teži prema sve većim jediničnim snagama i sa što manjim rotorskim
masama. Stariji generatori s masivnim rotorima imaju konstante tromosti većim od 10
MWs/MVA.
Veliki agregati s malim konstantama tromosti određuju ukupnu konstantu tromosti sustava prema
jednadžbi:
𝐻𝑠𝑢𝑠𝑡𝑎𝑣𝑎 =𝐻1𝑆𝐵1+𝐻2𝑆𝐵2+...+𝐻𝑛𝑆𝐵𝑛
𝑆𝐵1+𝑆𝐵2+...+𝑆𝐵3 (7)
pri čemu su: n ukupan broj agregata u sustavu, Hi (MWs/MVA) je konstanta tromosti pojedinog
agregata prema baznoj snazi stroja, a SBi je bazna snaga pojedinog stroja sinkroniziranog na mrežu.
Vrijednost nadomjesne konstante tromosti ima izravan učinak na:
• početni nagib krivulje odziva frekvencije nakon poremećaja,
39
IZVJEŠTAJ/v.1.0
• trenutak u kojem će se pojaviti najveće odstupanje frekvencije,
• iznos maksimalnog odstupanja frekvencije od nazivne vrijednosti
Veće vrijednosti konstante tromosti uzrokuju sporiji pad frekvencije u sustavu, ali i duže vrijeme
smirivanja prijelaznog procesa (Slika 14). Kako je pri većim vrijednostima konstante tromosti
sustava početna brzina promjene (pada) frekvencije manja regulatori imaju više vremena za
djelovanje pa je i maksimalno odstupanje frekvencije manje. Bitno je naglasiti da iznos konstante
tromosti sustava nema utjecaj na vrijednost na kojoj će se frekvencija ustaliti nakon poremećaja.
Slika 14: Utjecaj nadomjesne konstante tromosti na promjenu frekvencijske [26]
Konstanta tromosti sustava ima utjecaj na brzinu promjene frekvencije. Manji iznosi tromosti
sustava uzrokuju vrlo brzu promjenu i veliko odstupanje frekvencije, odziv turbinskog regulatora
je također brži što za posljedicu ima veće i brže oscilacije frekvencije koje su nepoželjne.
4.2 Tromost hrvatskog EES-a
Koristeći izraz (7) za nadomjesnu konstantu tromosti, te podatke iz tablica Tablica 4 i Tablica 5 o
iznosima konstante tromosti za pojedine agregate, može se izračunati vrijednost nadomjesne
konstante tromosti hrvatskog elektroenergetskog sustava kao otočnog sustava:
40
IZVJEŠTAJ/v.1.0
• situacija kada bi u pogonu bile sve hidroelektrane i termoelektrane bez OIE:
𝐻ℎ𝑟𝑣 𝑒𝑒𝑠 =𝐻1𝑆𝐵1+𝐻2𝑆𝐵2+...+𝐻𝑛𝑆𝐵𝑛
𝑆𝐵1+𝑆𝐵2+...+𝑆𝐵3= 3.66
𝑀𝑊𝑠
𝑀𝑉𝐴 (8)
• situacija za 2017. godinu kada bi u pogonu bile sve hidroelektrane, sve termoelektrane i
svi OIE:
𝐻ℎ𝑟𝑣 𝑒𝑒𝑠 =𝐻1𝑆𝐵1+𝐻2𝑆𝐵2+...+𝐻𝑛𝑆𝐵𝑛
𝑆𝐵1+𝑆𝐵2+...+𝑆𝐵3≈ 3.20
𝑀𝑊𝑠
𝑀𝑉𝐴 (9)
• situacija za 2017. godinu kada bi u pogonu dio kapaciteta iz termoelektrana bio
zamijenjen kapacitetom iz OIE:
𝐻ℎ𝑟𝑣 𝑒𝑒𝑠 =𝐻1𝑆𝐵1+𝐻2𝑆𝐵2+...+𝐻𝑛𝑆𝐵𝑛
𝑆𝐵1+𝑆𝐵2+...+𝑆𝐵3≈ 3.00
𝑀𝑊𝑠
𝑀𝑉𝐴 (10)
S obzirom na stabilnost sustava u u pogonu bez OIE konstanta tromosti hrvatskog
elektroenergetskog sustava iznosi 3.66 MWs/MVA, međutim u realnom pogonu vrijednost
konstante tromosti se može smanjiti i do 20%. Stoga, povećanje broja OIE u sustavu povećava
udio proizvodnje koja je teško predvidljiva i koja ne sudjeluje u pomoćnim uslugama sustava što
pogoršava frekvencijsku stabilnost (Slika 14) i povećava zahtjeve na fleksibilnost konvencionalnih
jedinica koje zbog smanjene konstante tromosti sustava trebaju reagirati u kraćem vremenu.
Sudjelovanje OIE u pomoćnim uslugama sustava će igrati sve značajniju ulogu u
elektroenergetskim sustavima. Iako konstanta tromosti samo hrvatskog EES-a nije mjerodavna za
dinamičko vladanje nakon poremećaja radne snage jer hrvatski EES radi u sinkronizmu s ostatkom
kontinentale Europe, zanimljiv je za kvalitativno promatranje dinamičkih značajki sustava jer i u
drugim sustavima dolazi do značajne integracije OIE te se i njihove dinamičke značajke mijenjaju
i može se pokazati trend smanjenja konstanti tromosti pojedinih zemalja kao otočnih pogona. Na
kraju, sinkroni sustav kontinentalne Europe može se promatrati kao skupina „otočnih sustava“
(zemalja) koje su u normalnom pogonu međusobno povezane prekograničnim vodovima. Lokalna
smanjenja konstanti tromosti (po zemljama) rezultira globalnim smanjenjem konstante tromosti,
odnosno kinetičke energije cijelog sinkronog sustava.
U posljednje vrijeme VE imaju sve veću ulogu u pokrivanju opterećenja elektroenergetskog
sustava Hrvatske. U Tablica 13 prikazane su proizvodnje hidroelektrana, termoelektrana i
vjetroelektrana za trenutak u svakom mjesecu 2017. godine u kojemu je udio proizvodnje VE u
pokrivanju satnog opterećenja sustava bio najveći za taj mjesec. Negativne vrijednosti kod HE
označavaju da je RHE Velebit radila u pumpnom režimu te tako trošila električnu energiju.
41
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Uzimajući u obzir svaku elektranu u sustavu koja je u tom trenutku bila na mreži, izračunata je
ekvivalentna konstanta tromosti hrvatskog EES-a i rotirajuća kinetička energija sinkronih
jedinica2. Vidljivo je kako se vrijednost konstante tromosti kreće od 1.96 s (rujan) do 3.02 s
(siječanj), dok se kinetička energija kreće od 5565 MWs (rujan) do 10710 MWs (siječanj) (Slika
15). Na slici Slika 15 se može uočiti korelacija konstante tromosti i kin. energije, no navedeni
parametri uvelike ovise o pogonskom stanju mreže.
Tablica 13. Pogonska stanja s visokim udjelom VE po mjesecima u 2017.
Mjesec Ukupno
HE [MW]
Ukupno
TE [MW]
Ukupno
VE [MW]
Konstanta
tromosti H [s]
Kinetička
energija Ek
[MWs]
Siječanj
13.01.
04.00 h
145 565 346 3.02 10710
Veljača
06.02.
04.00 h
269 576 365 3.00 10555
Ožujak
05.03.
01.00 h
257 424 352 2.80 7620
Travanj
17.04.
05.00 h
-26 329 342 2.89 7940
Svibanj
12.05.
03.00 h
-30 410 348 2.81 7816
Lipanj
08.06.
05.00 h
-70 103 351 2.45 6361
Srpanj
16.07.
05.00 h
-142 242 378 2.59 7207
2 Doprinos VE rotirajućoj kinetičkoj energiji je zanemariv, stoga ne ulazi u proračun ukupne kinetičke energije EES-
a.
42
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Kolovoz
21.08.
03.00 h
5 409 389 2.73 8416
Rujan
10.09.
04.00 h
2 197 348 1.96 5565
Listopad
22.10.
24.00 h
130 435 425 2.69 8477
Studeni
06.11.
03.00 h
-26 484 444 2.73 7387
Prosinac
11.12.
03.00 h
670 411 465 2.92 9201
Slika 15: Kretanje inercijske konstante i kin. energije po mjesecima
Osim vremenske raspodjele, tromost sustava može se podijeliti i prostorno. Područja s većom
gustoćom konvencionalnih elektrana na mreži imaju veću otpornost (krutost) sustava na
43
IZVJEŠTAJ/v.1.0
poremećaje radne snage. Prema položaju proizvodnih jedinica u Hrvatskoj (Slika 16), moguće je
definirati četiri inercijske zone (centra) u kojima se nalaze pojedini tipovi elektrana (Slika 17).
Inercijske centre je moguće podijeti prema pripadnim proizvodnim područjima u kojima se
elektrane nalaze (Split-ST, Rijeka-RI, Zagreb-ZG, Osijek-OS). U tablici Tablica 14 prikazana je
geografska raspodjela rotirajuće kinetičke energije za promatrani vremenski trenutak u siječnju.
Prema navedenim podacima može se uočiti kako se glavnina tromosti hrvatskog
elektroenergetskog sustav nalazi u termoelektranama u prijenosnom području Zagreba, u koje je
uračunata i NE Krško. Konstante tromosti pojedinih područja ne daju uvid u fizikalno inercijsko
stanje određenog područja, što čini podatak o rotirajućim energijama znatno reprezentativnijim
parametrom.
Slika 16: Konvencionalne elektrane na području RH
44
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 17: Geografske pozicije različitih tipova elektrana u Hrvatskoj [27]
Tablica 14. Geografska raspodjela kinetičke energije i konstante tromosti
Siječanj
13.1.
04.00 h
Inercijski centri
ST RI ZG OS
Kinetička energija (MWs) 1116 2380 6930 284
Konstanta tromosti (s) 3.21 3.98 3.75 5.04
4.3 Stanje u europskim sinkronim zonama
Analiza utjecaja smanjene tromosti u ENTSO-E CE sinkronoj zoni, predstavljena je u dokumentu
[28]. Kao glavni parametar za evaluaciju frekvencijske stabilnosti, uzeta je brzina promjene
frekvencije (Rate-of-change-of-frequency—RoCoF). Vrijednosti koje se pojavljuju kao trenutno
ST
RI
ZG OS
SRB
HUNSLO
BIH
45
IZVJEŠTAJ/v.1.0
relevantne su od 500 mHz/s do 1 Hz/s, pri poremećajima od 20%, dok se vrijednosti veće od
navedenih 1 Hz/s smatraju kritične za pogon sustava. Ipak, simulacije za buduće scenarije
predviđaju gradijente frekvencije do 2 Hz/s pri poremećajima od 40% tereta. Normativna
vrijednost poremećaja radne snage postavljena je na 3 GW, što ne predstavlja opasnost za
prekoračenje kritičnih vrijednosti za pogon sustava u interkonekciji. Tipična vremenska konstanta
akceleracije3 je procijenjena na više od 10 s, dok je vremenska konstanta od 2,3 s procijenjena kao
dovoljna za ograničavanje devijacije frekvencije na 800 mHz u CE zoni. Stoga, jedino značajniji
raspad sustava može dovesti do prekoračenja kritičnih vrijednosti brzine promjene i maksimalno
odstupanje frekvencije.
Prema [9], kinetička energija potrebna za održavanje RoCoF-a sinkrone zone CE unutar 1 Hz/s,
pri referentnom poremećaju od 3 GW, procijenjena je na 75 GWs, što je značajno manje od
procijenjene kinetičke energije sadržane u sustavu. Slika 18 prikazuje ovisnost minimalne
potrebne kinetičke energije i brzine promjene frekvencije za razmatrane poremećaje radne snage
u nordijskoj zoni i zoni kontinentalne Europe. Ukupna procijenjena kinetička energija nordijske
zone je u rasponu od 120 do 250 GWs, što prema se prema simulacijama pokazuje više nego
dostatno za održavanje RoCoF granice ispod kritičnih 1 Hz/s.
Slika 18: Ovisnost RoCoF-a i minimalne kinetičke energije [9]
3 Vremenska konstanta akceleracije (T=2*H) definirana je kao vrijeme potrebno za ubrzanje generatora od mirovanja
do nazivne brzine, kada se na njega primjeni nazivni moment [9].
46
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Na slici Slika 19 predstavljeno je kretanje kinetičke energije kroz jedan tjedan u 2015. godini u
nordijskoj sinkronoj zoni (Nordic) [29]. Podaci o kinetičkoj energiji se skupljaju u stvarnom
vremenu preko SCADA sustava i posebnog alata za procjenu kinetičke energije pomoću poznatih
uklopnih stanja i konstanti tromosti agregata.
Slika 19: Kinetička energija u nordijskoj zoni u jednom tjednu [29]
4.4 Tromost u budućim elektroenergetskim sustavima
U studiji o tromosti budućeg nordijskog elektroenergetskog sustava [29], navodi se da će
proizvodnja iz vjetroeletrana i solarnih elektrana konstantno rasti. Također, sinkrono spojene
jedinice će manje vremena provoditi spojene na mreži, dok će HVDC veze između različitih
sustava dodatno zamijenjivati klasične proizvodnju. Osim toga, očekuje se da će sve više
motorskih potrošačkih jedinica biti spojeno preko pretvarača. Svi navedeni aspekti će utjecati na
inerciju budućih elektoenergetskih sustava. Prema gotovo svima analiziranim
scenarijima,konvencionalna kinetička energija u budućnosti bi trebala biti niža od današnje. Stoga
se navode neke od mjera koje bi mogle nadomijestiti nedostatak konvencionalnog inercijskog
odziva sinkronih generatora:
• Virtualna (sintetička) tromost proizvodnih i potrošačkih jedinica spojenih preko
energetskih pretvarača (vjetroelektrane, PV moduli, ne-sinkrono povezana trošila,
baterije, ultrakondenzatori itd.);
47
IZVJEŠTAJ/v.1.0
• Korištenje hidroelektrana pri radu na minimalnoj radnoj snazi ili kao sinkroni
kompenzatori;
• Promjena parametara regulacijske rezerve u regulacijskim elektranama.
Izazovi u radu i vođenju modernih elektoroenergetskih sustava, rješavat će se kombinacijom svih
navedenih mjera za osiguranje stabilnosti pogona EES-a. Pružanje inercijskog odziva
vjetroelektrana je dokazana metoda, koja će u budućnosti postati široko primjenjiva u svim
sustavima s visokim udjelom proizvodnje električne energije iz vjetra. Ostale navedene metode
pružanja sintetičke inercije su još uvijek u istraživačkim fazama. Sve veća integracija obnovljivih
izvora te napredak u tehnologiji energetskih pretvarača, dovest će do značajnije implementacije
virtualne tromosti te postupnog preuzimanja glavne odgovornosti u održavanju dinamičke
stabilnosti elektroenergetskih sustava.
5 Regulacija frekvencije i radne snage u hrvatskom EES-u
Prema Mrežnim pravilima prijenosnog sustava, operator prijenosnog sustava (HOPS) zadužen je
za koordinaciju djelovanja primarne, sekundarne i tercijarne regulacije snage i frekvencije uz
održavanje planirane snage razmjene na interkonekcijskim vodovima u suradnji sa susjednim
operatorima prijenosnog sustava (ENTSO-E) [30].
5.1 Primarna regulacija
Primarna regulacija frekvencije obuhvaća djelovanje turbinskih regulatora brzine vrtnje, nakon
odstupanja frekvencije od nazivne ili zadane vrijednosti, zbog neravnoteže između proizvodnje i
potrošnje u sinkrono povezanoj mreži. Pri pogonu u interkonekciji, vlastito regulacijsko područje
obvezno je doprinositi zadanoj rezervi primarne regulacije interkonekcije u skladu s udjelom
proizvodnje regulacijskog područja u ukupnoj proizvodnji svih regulacijskih područja
interkonekcije. Primarna regulacija frekvencije u otočnom radu elektroenergetskog sustava ili
odvojenog dijela elektroenergetskog sustava mora biti u mogućnosti korigirati maksimalnu
trenutnu razliku između proizvodnje i potrošnje u vrijednosti snage najveće aktivne proizvodne
jedinice u elektroenergetskom sustavu te osigurati da trenutna vrijednost frekvencije pri
poremećaju ne padne ispod 49,20 Hz. Primarna regulacija treba početi djelovati unutar nekoliko
sekundi od trenutka nastanka poremećaja.
Rezerva primarne regulacije iznosa od 0% do 50% treba se aktivirati unutar 15 sekundi, a iznos
od 50% do 100% treba se aktivirati unutar maksimalnog vremena aktiviranja koje se mijenja
linearno do maksimalno 30 sekundi. Cjelokupna rezerva primarne regulacije treba se aktivirati pri
48
IZVJEŠTAJ/v.1.0
promjeni frekvencije iznosa ±200 mHz ili više. U slučaju da operator prijenosnog sustava procijeni
da za pojedine proizvodne jedinice nije potreban rad u primarnoj regulaciji, s u ovom stavku
naznačenim karakteristikama, regulator ne smije biti blokiran nego mora imati ugođenu veću
neosjetljivost regulacije (200 mHz).
5.2 Sekundarna regulacija
Sekundarnu regulaciju snage pružaju elektrane koje imaju ugovor s operatorom prijenosnog
sustava za osiguravanje snage sekundarne regulacije, na temelju zahtjeva operatora prijenosnog
sustava za aktiviranje te snage (Slika 20). Sekundarna regulacija mora preuzeti djelovanje od
primarne regulacije najkasnije 30 sekundi nakon pojave odstupanja između proizvodnje i
potrošnje, odnosno kada se završi aktiviranje primarne regulacije, čak i u najtežim uvjetima koji
se pretpostavljaju za predmetni poremećaj. Proizvodne jedinice namijenjene sekundarnoj
regulaciji moraju biti sposobne mijenjati djelatnu snagu unutar opsega rezerve snage sekundarne
regulacije minimalnom brzinom od 2% nazivne djelatne snage u minuti. Sekundarnu regulaciju u
Hrvatskom EES-u pružaju tri regulacijske elektrane: HE Senj, HE Vinodol i HE Zakučac.
Slika 20: Zahtijevani odziv korisnika mreže u sekundarnoj regulaciji [30]
49
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Funkcije sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene u hrvatskom elektroenergetskom
sustavu pri pogonu u interkonekciji su:
• ostvarivanje utvrđenog programa razmjene snage između vlastitog elektroenergetskog
sustava i susjednih elektroenergetskih sustava u interkonekciji,
• oslobađanje rezerve primarne regulacije cijele interkonekcije aktivirane za otklanjanje
poremećaja u hrvatskom regulacijskom području,
• regulacije frekvencije elektroenergetskog sustava na zadanu vrijednost i
• korekcija sinkronog vremena.
U izoliranom radu hrvatskog elektroenergetskog sustava zadaća sekundarne regulacije frekvencije
je:
• regulacija frekvencije elektroenergetskog sustava na zadanu vrijednost,
• oslobađanje rezerve primarne regulacije hrvatskog elektroenergetskog sustava i
• korekcija sinkronog vremena.
5.3 Tercijarna regulacija
Snagu tercijarne regulacije isporučuju korisnici mreže, koji imaju ugovor s operatorom
prijenosnog sustava za osiguravanje snage tercijarne regulacije, na temelju zahtjeva operatora
prijenosnog sustava za aktiviranje te snage. Operator prijenosnog sustava zahtjev dostavlja i
potvrđuje e-mailom ili putem IT platforme. Tercijarna rezerva mora biti aktivirana u punom
opsegu u roku od 15 minuta od naloga operatora prijenosnog sustava. Energija uravnoteženja
aktivirana u intervalu od zadavanja naloga do krajnjeg roka od 15 minuta priznaje se kod obračuna
energije uravnoteženja.
Operator prijenosnog sustava, u skladu s prepoznatim potrebama, definira različite produkte
tercijarne regulacije koje će ugovoriti s korisnicima mreže sa sljedećim karakteristikama:
• opseg rezerve snage,
• broj aktivacija u utvrđenom vremenskom razdoblju,
• minimalni iznos aktivacije,
• minimalno/maksimalno trajanje aktivacije i
• minimalni razmak između dvije aktivacije.
5.4 Zahtjevi za frekvencijskim odzivom vjetroelektrana
U Mrežnim pravilima prijenosnog sustava definirani su zahtjevi za priključenje i pogon svih
vjetroelektrana (VE) u Republici Hrvatskoj. U Pravilima je navedeno frekvencijsko područje za
50
IZVJEŠTAJ/v.1.0
kontinuiran pogon (49.5 Hz – 50.5 Hz) te tehnički zahtjevi za upravljanje djelatnom snagom u
slučaju većeg odstupanja frekvencije [31]. Zahtjevima je propisano vrijeme zadržavanja priključka
na mrežu u ovisnosti o veličini odstupanja frekvencije. Dodatni zahtjev za održavanje priključka
se odnosti na brzinu promjene frekvencije u trenutku poremećaja, odnosno vjetroelektrane moraju
ostati priključene na mrežu pri promjeni frekvencije do 0.07 Hz/s. Trenutna pravila ne zahtijevaju
od vjetroelektrana osiguravanje primarne rezerve, tj. pružanje primarne regulacije prema gore, a
naročito ne pružanje virtualnog inercijskog odziva. Stoga, Mrežna pravila omogućuju veliku
pogonsku slobodu i povlašten položaj vjetroelektranama u odnosu na konvencionalne generatore,
što će s povećanom integracijom VE znatno utjecati na stabilnost elektroenergetskog sustava.
Dakle, s povećanjem udjela obnovljivih izvora energije (OIE) spojenih preko energetske
elektronike na mrežu, nužno će se postavljati zahtjevi za sudjelovanjem OIE u pomoćnim
uslugama kao što je primarna regulacija frekvencije i eventualno pružanje virtualnog inercijskog
odziva. Ipak, vjetroelektrane moraju imati ugrađen upravljački sustav koji omogućuje potencijalni
frekvencijski odziv vjetroelektrana u primarnoj regulaciji frekvencije prema slici Slika 21 [31].
Upravljački sustav vjetroelektrane mora biti sposoban u stvarnom vremenu prihvatiti i najkasnije
za 1 minutu izvršiti, u uvjetima poremećenog i prestanka poremećenog pogona, nalog operatora
prijenosnog sustava o postavljanju referentne veličine djelatne snage proizvodnje (maksimalna
brzina promjene izlazne snage uprosječena tijekom 1-minutnog intervala iznosi 10% nazivne
snage po minuti). Također, vjetroelektrane moraju biti sposobne u stvarnom vremenu prihvatiti i
najkasnije za 1 minutu izvršiti nalog operatora prijenosnog sustava o referentnoj veličini faktora
snage cosφ, u rasponu cosφ ≥ 0,95 (induktivno i kapacitivno), na mjestu priključka vjetroelektrane
na prijenosnu mrežu. Operator prijenosnog sustava može zahtijevati postavljanje frekvencijskog
odziva vjetrojedinica na način da su točke 'A', 'B' i 'C' u karakteristici odziva snage vjetroelektrane
na promjenu frekvencije postavljene na 100% od raspoložive snage.
51
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 21: Zahtijevana karakteristika odziva vjetroagregata na promjenu frekvencije [31]
5.5 Poremećajni pogon mreže
5.5.1 Podfrekvencijsko rasterećenje mreže
Kod pogona u interkonekciji pri padu frekvencije na 49,20 Hz nastupa stanje poremećenog pogona
mreže. Pri daljnjem padu frekvencije, interkonekcija se može podijeliti na više odvojenih otoka
koje daljnji raspad sprječavaju podfrekvencijskim rasterećivanjem. Plan podfrekvencijskog
rasterećenja za sprječavanje potpunog ili djelomičnog rapada hrvatskog EES-a u interkonekcijskog
i izoliranom pogonu prikazan je tablicom Tablica 15.
Tablica 15. Plan podfrekvencijskog rasterećenja hrvatskog EES-a [30]
Stupanj
Proradna
frekvencija
[Hz]
Rasterećenje
[%] Ukupno rasterećenje [%]
0. 49,20 Isključenje reverzibilnih elektrana koje
preuzimaju energiju iz mreže
1. 49,00 5 5
2. 48,80 10 15
52
IZVJEŠTAJ/v.1.0
3. 48,60 10 25
4. 48,40 10 35
5. 48,20 10 45
6. 48,00 5 50
7. 47,50 Odvajanje elektrana od mreže i prijelaz u
otočni pogon
5.5.2 Odvajanje proizvodnih jedinica od mreže
Pri frekvencijama ≤ 47,50 Hz ili ≥ 51,50 Hz, proizvodna jedinica može se odvojiti od prijenosne
mreže. Pri frekvencijama između 47,50 Hz i 51,50 Hz i naponima između 0,85 p.u. i 1,15 p.u.,
određeno je minimalno trajanje priključka na mrežu proizvodne jedinice, na način kako je to
prikazano na slici Slika 22. Pri privremenim stacionarnim naponima ≤ 0,8 p.u. (za naponske razine
≥ 110 kV) na VN strani blok-transformatora, proizvodna jedinica se mora odvojiti od mreže.
Slika 22: Minimalno trajanje priključka na mrežu u poremećajnom pogonu [30]
Vjetroelektrana mora imati sposobnost zadržavanja priključka na prijenosnu mrežu tijekom
promjene (pada) frekvencije (RoCoF), koja se odvija brzinom do 0,07 Hz/s, dok za
53
IZVJEŠTAJ/v.1.0
konvencionalne jedinice navedeni uvjet nije posebno definiran. Ako se frekvencija napona
prijenosne mreže poveća iznad 51,50 Hz, proizvodna se jedinica treba isključiti. Isključene
proizvodne jedinice zbog iznosa frekvencije prijenosne mreže iznad 51,50 Hz mogu se ponovno
uključiti tek uz odobrenje operatora prijenosnog sustava i uz uvjet da je frekvencija prijenosne
mreže ≤ 50,05 Hz.
6 Regulacija napona i jalove snage u hrvatskom EES-u
Regulacija napona je usluga elektroenergetskog sustava namijenjena kvalitetnoj i sigurnoj opskrbi
električnom energijom za koju odgovornost snosi operator prijenosnog sustava. U održavanju
stabilnosti napona sudjeluju proizvođači, krajnji kupci, prijenosna i distribucijska mreža [30]. U
interkonekciji se u održavanje napona uključuju i granična područja susjednih prijenosnih mreža.
Stoga, operatori susjednih regulacijskih područja dužni su usklađivati napone na oba kraja
interkonekcijskih vodova. Svaka elektrana mora, u skladu s tehničkim mogućnostima, voditi
pogon s faktorom snage prema zahtjevu operatora prijenosnog sustava (Slika 23). Uvjeti za
predaju/preuzimanje jalove snage/energije s faktorom snage cosφ<0,95 (induktivno ili
kapacitivno) moraju se urediti međusobnim ugovorima koje s operatorom prijenosnog sustava
sklapaju korisnici mreže koji pružaju takve pomoćne usluge. Korisnici mreže koji su ugovorili
isporuku jalove snage s cosφ<0,95 izvješćuju operatora prijenosnog sustava o stanju i
raspoloživosti svih proizvodnih jedinica i uređaja iz kojih mogu isporučivati jalovu snagu. Izbor
isporučitelja jalove snage temelji se na tehničkim zahtjevima, minimalnim troškovima i osiguranju
raspoloživosti rezerve jalove snage u pojedinim dijelovima prijenosne mreže.
U cilju očuvanja kvalitete napona u sustavu i izbjegavanja neravnopravnosti među korisnicima
prijenosnog sustava i od vjetroelektrana se zahtjeva posjedovanje određenih sposobnosti
upravljanja jalovom snagom unutar raspona faktora snage 0,95 ind – 0,95 kap. [31]. Postavljanje
faktora snage (cosφ) izvan područja cosφ ≥ 0,95 (induktivno i kapacitivno), operator prijenosnog
sustava i vlasnik vjetroelektrane mogu posebno ugovoriti.
54
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 23: Zahtjevana isporuka jalove snage u mrežu [30]
6.1 Prolazak kroz kvar
Proizvodna jedinica se ne smije odvojiti od prijenosne mreže sve dokle god je napon prijenosne
mreže na visokonaponskoj strani blok-transformatora iznad granične krivulje prikazane na slici
Slika 24. Navedeni zahtjev, također, vrijedi i za proizvodne jedinice priključene na naponske
razine niže od 110 kV, a koje su pod središnjim nadzorom operatora prijenosnog sustava. Pri
kratkim spojevima udaljenim od elektrane, ako se kvar otkloni djelovanjem zaštite prijenosne
mreže unutar 5 sekunda, ne smije doći do prespajanja vlastite potrošnje na rezervni izvor, a niti do
preventivnog odvajanja proizvodne jedinice od prijenosne mreže zbog nepovoljnog utjecaja
napona prijenosne mreže na napon vlastite potrošnje.
55
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 24: Granična krivulja dopuštenog napona [30]
7 Regulativa prema mrežnim pravilima ENTSO-E
Hrvatski elektroenergetski sustav sastavni je dio ENTSO-E CE (Continental Europe) sinkrone
interkonekcije. Sinkrona interkonekcija odnosi se na skupinu prijenosnih sustava sa zajedničkom
frekvencijom sustava u stabilnom pogonskom stanju, kao što su sinkrono područje kontinentalne
Europe (CE), Velike Britanije (GB), Irske (IRE) i sjeverne Europe (NE).
Sa sustavima susjednih zemalja, hrvatski EES povezan je naponskim razinama 400 kV, 220 kV i
110 kV. Dalekovodima 400 kV razine, kojih je ukupno sedam (od toga tri dvosustavna i četiri
jednosustavna), hrvatski EES povezan je sa sustavima BiH (DV 400 kV Ernestinovo – Ugljevik,
DV 400 kV Konjsko - Mostar), Srbije (DV 400 kV Ernestinovo – Sremska Mitrovica 2), Mađarske
(DV 2x400 kV Žerjavinec – Heviz, DV 2x 400 kV Ernestinovo – Pecs) i Slovenije (DV 2x400 kV
Tumbri – Krško, DV 400 kV Melina – Divača).
Prema ENTSO-E pravilima (Commission Regulation (EU) 2016/631), proizvodne jedinice se
dijele u četiri skupine, prema naponu priključka i instaliranoj radnoj snazi. Za CE sinkroni blok
definirane su skupine proizvodnih jedinica:
56
IZVJEŠTAJ/v.1.0
• Tip A: napon priključka < 110 kV; instalirana snaga PA ≥ 0.8 kW;
• Tip B: napon priključka < 110 kV; instalirana snaga 1 MW ≤ PB < 50 MW;
• Tip C: napon priključka < 110 kV; instalirana snaga 50 MW ≤ PC < 75 MW;
• Tip D: napon priključka ≥ 110 kV; instalirana snaga PD ≥ 75 MW.
Za svaku skupinu proizvodnih jedinica, definirani su specifični zahtjevi za odziv radne i jalove
snage pri poremećajima, koje nadležni operatori sustava moraju uskladiti u pripadajućem
regulacijskom bloku. Dodatno, svaki regulacijski blok ima posebne zahtjeve vezane za očuvanje
stabilnosti sustava i prolaska kroz kvar sinkronih jedinica i jedinica spojenih preko pretvarača.
Osim podjele proizvodnih jedinica na četiri tipa, definirani su zahtjevi primjenjivi na sve
proizvodne jedinice, zahtjevi primjenjivi samo na sinkrono povezane jedinice, zahtjevi primjenjivi
samo na power park modules (PPM)4 te zahtjevi za pučinske (offshore) PPM-ove.
Pregled generalnih zahtjeva primjenjivih na sve proizvodne jedinice, klasificiran prema tipu
generatora i utjecaju na EES, prikazan je u tablici Tablica 16 [10].
Tablica 16 : Zahtjevi primjenjivi na sve proizvodne jedinice [10]
Zahtjev Klasifikacija Tip generatora
A B C D
Frekvencijsko područje Frekvencijska
stabilnost x x x x
Brzina promjene frekvencije Frekvencijska
stabilnost x x x x
LFSM-O5 Frekvencijska
stabilnost x x x x
Konstantna proizvodnja određene snage Frekvencijska
stabilnost x x x x
4 Power park modules – definirani su kao jedinice ili skupina proizvodnih jedinica, koje su ne-sinkrono povezane na
mrežu ili preko energetskih pretvarača te koje imaju jednu spojnu točku sa prijenosnom mrežom, distribucijskom
mrežom (uključuje i zatvoreni distribucijski sustav) ili HVDC sustavom. 5 Limited Frequency Sensitive Mode – Overfrequency (LFSM-O) – zahtjev prema proizvodnim jedinicama za
redukciju radne snage prema definiranoj statičkoj karakteristici (2-12 %), ako se dosegne određeni frekvencijski prag
(50.20 – 50.5 Hz), definiran od strane nadležnog TSO-a.
57
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Maksimalna redukcija radne snage pri
smanjenju frek.
Frekvencijska
stabilnost x x x x
Daljinsko uklapanje/isklapanje Frekvencijska
stabilnost x x
Redukcija radne snage Frekvencijska
stabilnost x
Upravljivost radnom snagom u
odgovarajućem rasponu
Frekvencijska
stabilnost x x
LFSM-U6 Frekvencijska
stabilnost x x
Frequency sensitiviti mode7 Frekvencijska
stabilnost x x
Frequency restoration control8 Frekvencijska
stabilnost x x
Isklapanje tereta zbog pada frekvencije Frekvencijska
stabilnost x x
Sposobnost prolaska kroz kvar za
jedinice spojene na naponsku razinu <
110 kV
Robusnost proizvodne
jedinice x x
Sposobnost prolaska kroz kvar za
jedinice spojene na naponsku razinu ≥
110 kV
Robusnost proizvodne
jedinice x
Upravljačke sheme i postavke Generalni sustav
upravljanja x x x
6 Limited Frequency Sensitive Mode – Underfrequency (LFSM-U) – zahtjev prema proizvodnim jedinicama tipa C i
D koji određuje povećanje proizvodnje radne snage do maksimalnog kapaciteta kada se dosegne frekvencijski prag
(49.50 – 49.80 Hz), prema statičkoj karakteristici definiranoj od nadležnog TSO-a.
7 Frequency Sensitive Mode (FSM) – zahtjev prema jedinicama tipa C i D koji zahtjeva promjenu radne snage na
devijaciju frekvencije, bez određenih frekvencijskih pragova (analogno primarnoj regulaciji frekvencije)
8 Frequency Restoration Control (FRC) – zahtjev prema C i D jedinicama za restoraciju frekvencije, definiran od
strane nadležnog TSO-a (analogno sekundarnoj regulaciji frekvencije).
58
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Gubitak stabilnosti Generalni sustav
upravljanja x x
Brzina promjene radne snage Generalni sustav
upravljanja x x
Stabilnost pri malim poremećajima Generalni sustav
upravljanja x x
Automatsko ponovno uklapanje Generalni sustav
upravljanja x x
Crni start Uspostavljanje sustava x x
Mogućnost rada u otočnom pogonu Uspostavljanje sustava x x
Brza resinkronizacija Uspostavljanje sustava x x
Naponska područja Naponska stabilnost x
7.1 Regulacija frekvencije i radne snage prema ENTSO-E
Svi operatori prijenosnog sustava u sinkronom području trebaju definirati strukturu regulacije
frekvencije i djelatne snage za dano sinkrono područje. Svaki operator prijenosnog sustava
odgovoran je za provedbu i djelovanje u skladu sa strukturom regulacije frekvencije i djelatne
snage u svom sinkronom području [32].
Struktura regulacije frekvencije i djelatne snage svakog sinkronog područja obuhvaća dvije
podstrukture:
• struktura aktivacije procesa – struktura kojom su kategorizirani procesi (aktivnosti) koji
se odnose na različite vrste rezervi u pogledu njihove namjene i aktivacije
• struktura odgovornosti – struktura kojom su utvrđene odgovornosti i obveze glede
rezervi temeljene na upravljačkoj strukturi sinkronog područja.
Struktura aktivacije procesa obuhvaća procese kojima je cilj stabilizacija frekvencije sustava
kompenzacijom neravnoteže proizvodnje i potrošnje električne energije korištenjem
odgovarajućih rezervi (primarna regulacija) te proces regulacije odstupanja frekvencije, svodeći
ga na nulu unutar odgovarajućeg vremena za vraćanje frekvencije na nazivnu vrijednost
(sekundarna regulacija). Osim toga može obuhvaćati i proces tercijarne regulacije kojem je zadaća
59
IZVJEŠTAJ/v.1.0
podržavanje aktivacije raspoložive sekundarne regulacijske rezerve i, po potrebi, njeno vraćanje u
zadani opseg. Pri definiranju strukture odgovornosti, svi operatori prijenosnog sustava u
sinkronom području moraju uzeti u obzir najmanje sljedeće kriterije:
• veličina i ukupna tromost sinkronog područja,
• topologija mreže,
• pokazatelji proizvodnje, opterećenja te visokonaponskog istosmjernog vođenja.
7.1.1 Određivanje kapaciteta regulacijskih rezervi
Svi operatori prijenosnog sustava sinkronog područja određuju kapacitete primarne regulacijske
rezerve potrebne za sinkrono područje i udjele primarne regulacijske rezerve potrebne za svaki
prijenosni sustav pojedinačno. Svi operatori imaju pravo na preračunavanje spomenutih kapaciteta
češće nego na godišnjoj bazi. Sporazumno su definirana pravila za dimenzioniranje, koja se odnose
na cijelo sinkrono područje, a poštuju sljedeće kriterije:
• kapacitet primarne regulacijske rezerve potreban za sinkrono područje barem pokriva
referentni incident sinkronog područja, temeljen na determinističkoj analizi i poštujući
parametre kvalitete frekvencije,
• za sinkrona područja CE i NE svi operatori sinkronog područja definiraju pristup
dimenzioniranju primarne regulacijske rezerve na temelju načela pokrivanja
(kompenziranja) preostalih neuravnoteženosti u sinkronom području čija je vjerojatnost
da će se dogoditi jednom u 20 godina.
Kada je u pitanju dimenzioniranje sekundarne regulacijske rezerve, svi operatori prijenosnih
sustava jednog regulacijskog bloka sporazumno defiraju pravila za dimenzioniranje predmetne
rezerve. Pravila podrazumijevaju sljedeće uvjete:
• Svi operatori prijenosnih sustava regulacijskog bloka koji je dio sinkronog područja CE
i NE, određuju potreban kapacitet sekundarne regulacijske rezerve za predmetni
regulacijski blok na temelju zadnjih povijesnih podataka o vrijednostima neravnoteža
snaga unutar bloka. Uzorkovanje tih podataka treba biti temeljeno na vremenu za
vraćanje frekvencije na njezinu nazivnu vrijednost (vremenu sekundarne regulacije).
Promatrani vremenski period evidencije neravnoteža treba iznositi najmanje godinu dana
te smije završiti najranije 6 mjeseci prije obračuna,
• Operatori regulacijskog bloka moraju odrediti veličinu, tj. vrijednost najveće očekivane
neravnoteže snaga koja se unutar bloka može pojaviti, i u negativnom i u pozitivnom
smjeru, kao posljedica trenutne promjene djelatne snage proizvodnog objekta, potrošača
i visokonaponskog istosmjernog voda ili uslijed isklopa izmjeničnog voda,
60
IZVJEŠTAJ/v.1.0
• Svi operatori regulacijskog bloka određuju kapacitet sekundarne regulacijske rezerve i
moguća zemljopisna ograničenja glede njene distribucije unutar bloka te moguća
zemljopisna ograničenja za bilo koju razmjenu ili dijeljenje rezervi s ostalim
regulacijskim blokovima koja će osigurati očuvanje pogonske sigurnosti,
• Svi operatori regulacijskog bloka smiju smanjiti već dogovoreni pozitivni ili negativni
kapacitet sekundarne regulacijske rezerve, ukoliko to sporazumno prihvate i ostali
operatori.
Osim navedenih rezervi, svi operatori regulacijskog bloka imaju pravo i na korištenje tercijarne
regulacijske rezerve po potrebi. Pri njenom dimenzioniranju moraju se poštivati parametri
odstupanja frekvencije. Pravila koja se odnose na dimenzioniranje kapaciteta tercijarne
regulacijske rezerve uključuju najmanje sljedeće uvjete:
• Pozitivni i negativni kapaciteti tercijarne rezerve moraju biti dostatni za oslobađanje
potrebne količine pozitivnog, odnosno negativnog, kapaciteta sekundarne rezerve,
• Ukoliko se kapacitet tercijarne rezerve uračunava u kapacitet sekundarne, pri tome treba
uzeti u obzir odstupanja frekvencije za promatrani vremenski period,
• Pri dimenzioniranju treba osigurati očuvanje pogonske sigurnosti unutar regulacijskog
bloka.
Prema tome, kapaciteti tercijarne regulacijske rezerve trebali bi biti dostatni u bilo kojem trenutku.
U slučaju ozbiljnog rizika od nedostatnosti kapaciteta u regulacijskom bloku, definirat će se
eskalacijski postupak, sporazumno od svih operatora prijenosnih sustava bloka.
7.2 Regulacija napona i jalove snage prema ENTSO-E
7.2.1 Zahtjevi za sinkrone jedinice
Zahtjevi za održavanje naponske stabilnosti, primjenjivi na sinkrone jedinice tipa C i D, mogu se
svrstati u tri kategorije:
• Regulacija jalove snage pri radi na nazivnoj radnoj snazi;
• Regulacija jalove snage pri radnoj snazi nižoj od nazivne;
• Sustav kontrole napona.
Dijagram regulacijskog okvira pružanja jalove snage pri radu na nazivnoj radnoj snazi, za
generatore tipa C i D, prikazan je na slici Slika 25. Dijagram predstavlja granične vrijednosti
odnosa napona i omjera jalove snage prema instaliranoj radnoj snazi. Za CE područje određeni su
maksimalni intervali (Inner envelope) za omjer Q/Pmax u iznosu od 0.95, te interval napona u iznosu
61
IZVJEŠTAJ/v.1.0
od 0.225 p.u. Točan oblik U-Q/Pmax profila definira nadležni operator sustava, uzimajući u obzir
troškove pružanja jalove snage pojedine jedinice.
Slika 25: U-Q/Pmax profil [33]
Pri radu na radnoj snazi P < Pmax, sinkrona jedinica treba biti operabilna na svim radnim točkama
pogonske karte generatora.
Jedinice tipa D moraju biti opremljene sustavom regulacije napona (Voltage Control System), čije
su komponente i parametri usuglašeni od strane proizvođača i nadležnog operatora sustava. Osim
parametara automatske regulacije uzbude (Automatic Voltage Regulator), potrebno je specificirati
i vrijednosti dodatnih funkcija, npr. parametre PSS-a (Power System Stabiliser).
7.2.2 Zahtjevi za PPM jedinice
Generalni zahtjevi za PPM jedinice prikazani su u tablici Tablica 17.
Tablica 17: zahtjevi za PPM jedinice [33]
Zahtjev Klasifikacija Tip generatora
A B C D
Sintetička inercija Frekvencijska
stabilnost x x
62
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Uspostavljanje radne snage nakon kvara Robusnost proizvodne
jedinice x x x
Provision of fast fault current9 Naponska stabilnost x x x
Prioritet proizvodnje radne ili jalove
snage Naponska stabilnost x x
Pružanje jalove snage pri nazivnoj
radnoj snazi Naponska stabilnost x x
Pružanje jakove snage pri ne-nazivnoj
radnoj snazi Naponska stabilnost x x
Reactive power control modes10 Naponska stabilnost x x
Prigušenje oscilacija snage Naponska stabilnost x x
PPM jedinice tipa C i D moraju biti sposobne pružiti sintetički inercijski odziv pri velikim
devijacijama frekvencije, ako je tako određeno od strane nadležnog operatora sustava. Također,
ostali zahtjevi navedeni u u tablici Tablica 17, definiraju se prema odredbama nadležnog operatora
sustava.
Što se tiče pružanja jalove snage PPM jedinica pri nazivnoj radnoj snazi, definirani su parametri
za U-Q/Pmax profil za svaku sinkronu zonu, dok za CE zonu iznose (Slika 26): Q/Pmax Range ≤
0.75; Voltage range ≤ 0.225. Zahtjevi za pružanje jalove snage pri radu na radnoj snazi nižoj od
nazivne, prvenstveno se definiraju od strane nadležnog operatora sustava, ali moraju biti unutar
granica prikazanih na Slika 26.
9 Fast Fault Current – struja injektirana od strane PPM jedinica ili HVDC sustava tijekom i poslije devijacije napona
uzrokovanog kvarom, u svrhu identifikacije kvara sustavom zaštite u početnoj fazi poremećaja te pružanja potpore
ponovnoj uspostavi napona nakon kvara.
10 Reactive power control modes – prema zahtjevima nadležnog operatora, PPM jedinice tipa C i D mogu raditi u
modu kontrole napona, modu kontrole jalove snage te modu kontrole faktora snage.
63
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 26: P-Q/ Pmax profil za PPM [33]
8 Mrežna pravila ostalih zemalja za pogon VE
U ovom poglavlju je dan pregled zahtjeva iz mrežnih pravila europskih i svjetskih država za pogon
vjetroelektrana s obzirom na regulaciju frekvencije i napona.
8.1 Ujedinjeno Kraljevstvo
Način rada vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije je prikazan u tablici Tablica 18.
Tablica 18. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u UK sustavu [34, 35]
Frekvencija Način rada
51,5 – 52 Hz Pogon u trajanju od najmanje 15 min.
51 – 51,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 90 min.
64
IZVJEŠTAJ/v.1.0
49,0 – 51 Hz Stalni pogon
47,5 – 49,0 Hz Pogon u trajanju od najmanje 90 min.
47,0 – 47,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 20 sek.
U intervalu 49,5 – 50,5 Hz vjetroagregati ne smiju mijenjati radnu snagu, dok u intervalu 47 – 49,5
Hz vjetroagregati trebaju održavati radnu snagu na iznosu određenom linearnim odnosom
prikazanim na slici Slika 27.
Slika 27: Izlazna snaga s obzirom na iznos frekvencije u UK sustavu [34, 35]
Vjetroagregati trebaju imati mogućnost sudjelovanja u regulaciji frekvencije kontinuiranim
podešavanjem radne snage. Maksimalna promjena radne snage je ograničena na 5%. „Statičnost
regulatora svakog vjetroagregata treba imati konstantan iznos od 3–5%, dok neosjetljivost
regulatora ne bi trebala biti veća od ±0.0015 Hz.
Regulacija jalove snage s obzirom na proizvodnju radne snage prikazana je u tablici Tablica 19,
pri čemu Pn označava nazivnu radnu snagu vjetroagregata. Faktor snage treba biti od 0,95
kapacitivno do 0,95 induktivno.
Tablica 19. Proizvodnja jalove snage s obzirom na radnu snagu [34, 35]
Radna snaga Jalova snaga
100% - 50% od -32,87% Pn do +32,87% Pn
50% - 20% od -32,87% do -12% do +32,87% Pn
65
IZVJEŠTAJ/v.1.0
20% - 0% od -5% Pn do +5% Pn
S obzirom na iznos napona u točki spoja, vjetroagregati trebaju ostati u pogonu unutar intervala:
• 132 kV ± 10%,
• 275 kV ± 10%,
• 400 kV ± 5%.
8.2 Irska
Način rada vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije je prikazan u tablici Tablica 20.
Tablica 20. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u irskom sustavu [34, 35]
Frekvencija Način rada
50,5 – 52 Hz Pogon u trajanju od najmanje 60 min.
49,5 – 50,5 Hz Stalni pogon
47,5 – 49,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 60 min.
Dodatno, vjetroagregati moraju ostati na mreži u slučaju iznosa brzine promjene frekvencije
(ROCOF) do 0,5 Hz/s. Promjena snage vjetroelektrane s obzirom na iznos frekvencije je prikazana
na slici Slika 28.
66
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 28: Promjena snage s obzirom na frekvenciju u irskom sustavu [34, 35]
Na slici Slika 2, neosjetljivost regulatora je predstavljena intervalom između točki FB i FC i iznosi
±15mHz. U slučaju vrijednosti frekvencije manje od vrijednosti FB i veće od vrijednosti FC,
vjetroagregati trebaju linearno povećavati odnosno smanjivati svoju snagu s obzirom na
postavljenu vrijednost statičnosti koja treba iznositi od 2% do 10% (uobičajena vrijednost je 4%).
Ako frekvencija padne ispod vrijednosti FA, vjetroagregat treba podesiti svoju snagu na
maksimalno dostupnu bez obzira na iznos statičnosti. Ako frekvencija naraste iznad vrijednosti
FD, vjetroagregat treba podesiti svoju snagu na minimalno dozvoljenu vrijednost. U slučaju porasta
frekvencije na iznos FE, vjetroagregat treba prestati proizvoditi radnu snagu. Brzina promjene
radne snage:
• 0–60% unutar 5 sekundi,
• 60%–100% unutar 5–15 sekundi.
Regulacija jalove snage s obzirom na proizvodnju radne snage prikazana je na slici Slika 29. Za
bilo koju točku proizvodnje radne snage od 100%–12%, vjetroagregati moraju moći
proizvesti/potrošiti jalovu snagu u iznosu -33% Pn do +33% Pn. Točke E i F predstavljaju
minimalnu proizvodnju/potrošnju jalove snage pojedinog vjetroagregata pri smanjenim
brzinama vjetra. Faktor snage treba biti od 0,95 kapacitivno do 0,95 induktivno pri maksimalnoj
proizvodnji.
67
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 29: Regulacija jalove snage u irskom sustavu [34, 35]
S obzirom na iznos napona u točki spoja, vjetroagregati trebaju ostati u pogonu unutar intervala:
• 110 kV: od -10% do +12%,
• 220 kV: od -9% do +12%,
• 400 kV: od -13% do +5%.
8.3 Njemačka
Vjetroagregati moraju ostati u stalnom pogonu za vrijednost frekvencije u intervalu 47,5–51,5 Hz.
U području kojim upravlja OPS Tennet, sve vjetroelektrane koje imaju nazivnu snagu veću od 100
MW moraju sudjelovati u primarnoj regulaciji frekvencije na način da moraju imati
mogućnost proizvodnje dodatne snage tijekom pada frekvencije. Dodatni zahtjevi uz primarnu
regulaciju frekvencije su:
• Osigurati mogućnost proizvodnje dodatne snage u iznosu ± 2% Pn
• P/f karakteristika (promjena snage s obzirom na frekvenciju) mora biti podesiva
• Pri odstupanju frekvencije za ± 200 mHz u privremenom stacionarnom stanju,
vjetroelekrana mora moći aktivirati svu dodatnu snagu unutar 15 sekundi i nastaviti
proizvoditi narednih 15 min
• Neosjetljivost mora biti manja od ± 10 mHz
68
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Regulacija jalove snage je ovisna o naponu. Na slici Slika 30 prikazan je zahtjevani raspon
regulacije jalove snage vjetroagregata. Za propad napona između 10% i 50% nazivne vrijednosti,
generatori moraju proizvoditi jalovu snagu u rasponu 10%–100% proporcionalno iznosu napona.
Raspon faktora snage je 0,95 kap.–0,925 ind.
Slika 30: Zahtijevani raspon regulacije jalove snage u njemačkom sustavu [34, 35]
S obzirom na iznos napona u točki spoja, vjetroagregati trebaju ostati u pogonu unutar intervala:
• 110 kV: od -12,7% do +11,8%,
• 220 kV: od -12,3% do +11,4%,
• 380 kV: od -7,9% do +10,5%.
69
IZVJEŠTAJ/v.1.0
8.4 Danska
Način rada vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije je prikazan u tablici Tablica 21.
Tablica 21. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju u danskom sustavu [34, 35]
Frekvencija Način rada
50,2 – 52,0 Hz Pogon u trajanju od najmanje 15 min.
49,5 – 50,2 Hz Stalni pogon
49,0 – 49,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 5h
48,0 – 49,0 Hz Pogon u trajanju od najmanje 30 min.
47,5 – 48,0 Hz Pogon u trajanju od najmanje 3 min
47,0 – 47,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 20 sek
Vjetroelektrane moraju pružati potporu u regulaciji frekvencije. Na slici Slika 31 prikazan je
primjer regulacije frekvencije za vjetroelektrane. Mora biti omogućeno postavljanje vrijednosti
frekvencija fmin, fmax, i f1–f7, na bilo koju vrijednost u intervalu 50,00 Hz ± 3 Hz uz preciznost od
10 mHz. Svrha frekvencija f1–f4 je za formiranje zone neosjetljivosti i opsega regulacije.
Frekvencije f5 i f6 su za pružanje potpore sustavu pri kritičnim vrijednostima. Pdelta je zadana
vrijednost za koju vjetroelektrana treba povećati proizvodnju u slučaju pada frekvencije. Izvršenje
naredbe za promjenu iznosa Pdelta mora započeti unutar 2 sekunde i završiti za 10 sekundi.
Odstupanje vrijednosti Pdelta ne smije biti veće od ±0,5% nazivne snage.
70
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 31: Primjer regulacije frekvencije za vjetroelektrane u danskom sustavu [34, 35]
Regulacija jalove snage ovisi o veličine vjetroelektrane:
• Za vjetroelektrane snage 1,5 – 25 MW (Slika 32)
o Za slučaj proizvodnje radne snage u intervalu 20%–100% nazivne snage,
faktor snage treba iznositi 0,975 i induktivno i kapacitivno, odnosno iznos
jalove snage treba iznositi ± 22,8% nazivne snage.
o Za slučaj proizvodnje radne snage u intervalu 0%–20% nazivne snage, faktor
snage se linearno mijenja u rasponu od 0,975 do 1, odnosno iznos jalove snage
se mijenja linearno u rasponu 0,228 do 0.
• Za vjetroelektrane snage veće od 25 MW (Slika 33)
o Za slučaj proizvodnje radne snage 100%, faktor snage iznosi 0,975 ind/kap,
a zahtjev za jalovom snagom 22,8% nazivne snage.
o Za slučaj proizvodnje radne snage u intervalu 80%–100%, zahtjev za jalovom
snagom se linearno povećava sa 22,8% na 33% nazivne snage (faktor snage
0,95).
o Za slučaj proizvodnje radne snage u intervalu 20%–80%, iznos jalove snage
ostaje konstantan i iznosi 33% nazivne snage.
71
IZVJEŠTAJ/v.1.0
o Za slučaj proizvodnje radne snage u intervalu 0%–20%, iznos jalove snage se
linearno smanjuje od 33% do 0% nazivne snage.
Slika 32: Regulacija jalove snage za vjetroelektrane snage 1.5–25 MW u danskom sustavu [34, 35]
72
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 33: Regulacija jalove snage za vjetroelektrane snage veće od 25 MW u danskom sustavu
[34]
S obzirom na iznos napona u točki spoja, vjetroagregati trebaju ostati u pogonu unutar intervala:
• 132 kV: od -10% do +10%,
• 150 kV: od -10% do +13%,
• 400 kV: od -10% do +5%.
8.5 Kanada (Quebec)
Način rada vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije prikazan je u tablici Tablica 22.
Tablica 22. Zahtjevi za vjetroagrate s obzirom na frekvenciju [34, 36]
Frekvencija Način rada
61,5–61,7 Hz Pogon u trajanju od najmanje 1.5 min.
60,6–61,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 11 min.
59,4–60,6 Hz Stalni pogon
73
IZVJEŠTAJ/v.1.0
58,5–59,4 Hz Pogon u trajanju od najmanje 31 min.
57,5–58,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 1.5 min.
57,0–57,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 10 sek.
56,5–57,0 Hz Pogon u trajanju od najmanje 2 sek.
55,5–56,5 Hz Pogon u trajanju od najmanje 0.35 sek.
< 55,5 Hz, > 61,7 Hz Dopušteno trenutno isključivanje
Dodatno, vjetroelektrane nazivne snage veće od 10 MW moraju imati sustave regulacije
frekvencije za pružanje inercijskog odziva. Sustav za pružanje inercijskog odziva mora biti stalno
aktivan, ali djelovati samo tijekom velikih odstupanja frekvencije.
Zahtjevi za regulaciju jalove snage su prikazani na slikama Slika 34 i Slika 35 Definirani su za
višenaponsku stranu transformatora vjetroelektrane. Regulacija jalove snage mora biti omogućena
za cijelo radno naponsko područje (0,9 p.u. – 1,1 p.u.). Međutim, pri naponu 0,9 p.u., od
vjetroelektrane se ne zahtijeva da potroši iznos jalove snage koji odgovara faktoru snage 0,95 kap.,
ali zato mora biti sposobna proizvesti iznos jalove snage koji odgovara faktoru snage 0,95 ind.
Slično, pri naponu 1,1 p.u., od vjetroelektrane se ne zahtijeva proizvodnja jalove snage koja
odgovara faktoru snage 0,95 kap. Međutim, mora biti u mogućnosti potrošiti iznos jalove snage
koji odgovara faktoru snage 0,95 ind.
Slika 34. Iznos zahtijevane jalove snage s obzirom na napon u provinciji Quebec (Kanada) [34,
36]
74
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 35: Iznos zahtijevane jalove snage s obzirom na radnu snagu u provinciji Quebec (Kanada)
[34, 36]
S obzirom na iznos napona u točki spoja, vjetroagregati trebaju ostati u pogonu unutar intervala:
• 44 kV: od -6% do +6%,
• 49 kV: od -6% do +6%,
• 69 kV: od -10% do +10%,
• 735 kV: od -5% do +4%.
8.6 Australija
Na slici Slika 36 prikazani su zahtjevi za pogon u slučajevima odstupanja frekvencije od nazivne
vrijednosti (50 Hz). Unutar frekvencijskog intervala 47,5–52,0 Hz, vjetroagregati moraju ostati u
stalnom neprekidnom pogonu. U intervalu frekvencije 52,0–52,5 Hz, zahtijeva se trajanje
neprekidnog pogona u trajanju od minimalno 6 sekundi, dok se u intervalu frekvencije 47,5 Hz–
47,0 Hz zahtijeva trajanje neprekidnog pogona u trajanju od minimalno 10 sekundi. Dodatno,
brzina promjene frekvencije (RoCoF) do iznosa 4 Hz/s mora se izdržati bez odvajanja od mreže.
Brzina promjene snage tijekom poremećaja treba iznositi najmanje 3 MW/min, i započeti što je
prije moguće.
75
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 36: Zahtjevi za pogon vjetroagregata s obzirom na iznos frekvencije u australskom sustavu
[36]
S obzirom na regulaciju jalove snage, vjetroelektrane su dužne tijekom poremećaja proizvesti 4%
reaktivne komponente struje (Iq) za svako smanjenje napona od 1% u točki spoja. Vrijednost
faktora snage treba biti od 0,9 kap. do 0,95 ind.
76
IZVJEŠTAJ/v.1.0
9 Modeliranje vjetroagregata za potrebe dinamičkih
simulacija EES-a i sudjelovanje vjetroelektrana u
regulaciji frekvencije
9.1 Modeliranje vjetroagregata za potrebe dinamičkih simulacija
EES-a
Vjetroagregat (VA) je složeni elektromehanički sustav za pretvorbu energije vjetra (wind energy
conversion system). Generalna struktura VA prikazana je na slici Slika 37, gdje su crnim linijama
ilustrirani podsustavi koji su zajednički za sva 4 tipa VA, a plavim isprekidanim linijama
podsustavi koji su specifični za VA s promjenjivom brzinom vrtnje (tipovi III i IV). Pojedinačni
podsustavi opisani su u nastavku.
Slika 37: Generalna struktura vjetroagregata
9.1.1 Model vjetra
Model vjetra predstavlja izvor signala vjetra koji služi kao ulazna veličina za proračun snage vjetra,
odnosno mehaničke snage razvijene na vratilu turbine. Signal brzine vjetra može biti dobiven iz
mjerenja ili generiran iz matematičkog modela. Matematički model je fleksibilniji i obuhvaća sve
karakteristike vjetra te se može prilagoditi prema potrebi, dok to ne mora biti slučaj u slučaju
izmjerenih podataka [37]. Matematički model za generiranje signala brzine vjetra ukratko je
opisan u nastavku prema [25] [37].
77
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Signal brzine vjetra sastoji se od zbroja četiri komponente: srednje vrijednosti brzine 𝑣mean, rampe
𝑣ramp koja predstavlja linearnu promjenu brzine, udara 𝑣gust koji predstavlja nagle nalete (udare)
vjetra, te komponentu turbulencije 𝑣turb.
𝑣𝑤(𝑡) = 𝑣mean + 𝑣ramp(𝑡) + 𝑣gust(𝑡) + 𝑣turb(𝑡). (10)
Srednja brzina vjetra 𝑣mean, u slučaju kada VA radi ispod nazivne snage, dobiva se inicijalizacijom
dinamičkog modela proračunom tokova snaga i rješavanjem nelinearne jednadžbe (14) uz poznatu
mehaničku brzinu rotora i kut zakreta lopatica od 0∘. Ako VA radi na nazivnoj snazi onda srednja
brzina vjetra mora biti unaprijed poznata jer nije jedinstveno određena zbog regulatora zakreta
lopatica. Izrazi za 𝑣ramp(𝑡), 𝑣gust(𝑡) i vturb(t) su (11), (12), (13), a primjer generiranog signala
vjetra prikazan je na slici Slika 38.
𝑣𝑟𝑎𝑚𝑝(𝑡) = {
0, 𝑡 ≤ 𝑇𝑟1
𝐴𝑟 (𝑡 − 𝑇𝑟1𝑇𝑟2 − 𝑇𝑟1
) , 𝑇𝑟1 < 𝑡 ≤ 𝑇𝑟2
𝐴𝑟 , 𝑡 > 𝑇𝑟2
(11)
𝑣𝑔𝑢𝑠𝑡(𝑡) =
{
0, 𝑡 ≤ 𝑇𝑔1𝐴𝑔
2[1 − cos (2𝜋
𝑡 − 𝑇𝑔1
𝑇𝑔2 − 𝑇𝑔1)] , 𝑇𝑔1 < 𝑡 ≤ 𝑇𝑔2
0, 𝑡 > 𝑇𝑔2
(12)
{
𝑣𝑡𝑢𝑟𝑏(𝑡) = √2∑(𝑠(𝜔𝑖)Δ𝜔)
0.5 cos(𝜔𝑖𝑡 + 𝜙𝑖),
𝑁
𝑖=1
𝜔𝑖 = (𝑖 − 0.5)Δ𝜔,Δ𝜔 = 0.5 − 2 rad/s,
𝑠(𝜔𝑖) =𝑢∗2105
𝑧𝑣mean
[1 + 33𝑧
𝑣mean
𝜔𝑖2𝜋]
5/3,
𝑢∗ =0.4𝑣mean
ln (𝑧𝑧0),
(13)
78
IZVJEŠTAJ/v.1.0
𝑇𝑟1 i 𝑇𝑟2 su vrijeme početka i završetka rampe, 𝐴𝑟 je vršna vrijednost rampe. 𝑇𝑔1 i 𝑇𝑔2 su vrijeme
početka i završetka naleta vjetra, 𝐴𝑔 je vršna vrijednost naleta. 𝑠(ω𝑖) je Kaimalova spektralna
gustoća koja opisuje spektar frekvencija u atmosferi, ϕ𝑖 je fazni kut uniformno distribuiran između
0 i 2π. Parametri 𝑢∗ , 𝑧 i 𝑧0 opisuju ovisnost intenziteta turbulencije o vrsti terena. Tipične
vrijednosti tih parametara dane su u [37].
Slika 38: Generirani signal brzine vjetra
9.1.2 Model rotora
Rotor turbine VA je složeni aerodinamički sustav koji se modelira pomoću teorije segmenata
lopatica (blade element theory) i gdje je potrebno koristiti polje signala brzine vjetra koji se
raspoređuju po lopaticama rotora kao i geometriju rotora [25] što je vrlo složeno i računski
zahtjevno, a i ti podaci često nisu dostupni elektroenergetičarima. Stoga se primjenjuje
jednostavniji model kada su u pitanju simulacije električkih pojava poput dinamičkog ponašanja
EES-a.
Mehanička snaga razvijena na vratilu turbine računa se prema (14):
𝑃𝑡(λ, β, 𝑣𝑤) =1
2ρ𝑅2π𝐶𝑝(λ, β)𝑣𝑤
3(𝑡). (14)
79
IZVJEŠTAJ/v.1.0
ρ je gustoća zraka, 𝑅 je polumjer rotora (duljina lopatice), 𝐶𝑝 je aerodinamički koeficijent čija je
teoretska gornja granica 16/27, odnosno 0,593 (Betzov koeficijent). 𝐶𝑝 modernih turbina iznosi
0,52–0,55, no često su u njega uključeni mehanički i električki gubitci. U tom slučaju se 𝐶𝑝 kreće
u rasponu 0,46–0,48 [37].
𝐶𝑝 je funkcija kuta zakreta lopatica β i omjera λ. λ je omjer obodne brzine rotora turbine ω𝑡𝑅 i
brzine vjetra (15). 𝐶𝑝 ovisi o aerodinamičkim svojstvima pojedine turbine i bitan je, među ostalim,
za proračun prinosa energije. Razlike između pojedinih 𝐶𝑝 krivulja različitih turbina su
zanemarive sa stajališta dinamike EES-a [25] [38] te se mogu koristiti generičke numeričke
aproksimacije (npr. (16) prema [25]). Programska implementacija može se ostvariti koristeći
analitički izraz (16), jednostavnije polinomne aproksimacije [37] ili pomoću preglednih tablica
(look-up tables). Prema IEC/WECC modelima, razlikuju se tri prikaza aerodinamičkog dijela [39],
koji u suštini predstavljaju linearizaciju aerodinamike (14)–(16) s pretpostavkom konstantne
brzine vjetra s ciljem smanjenja broja parametara koji operatorima sustava u principu nisu poznati.
λ(ωt, vw) =ωtR
vw (15)
{
Cp(λ, β) = 0,73 (
151
λi− 0,58β − 0,002β2,14 − 13,2) e
−18,4λi
1
λi=
1
λ − 0,02β−0,003
β3 + 1
(16)
Još postoje dva efekta koji se mogu uključiti u model rotora: prvo, visoke frekvencije u
promjenama brzine vjetra su lokalnog karaktera koje se priguše preko cijele površine rotora što se
može aproksimirati nisko-propusnim filtrom čija vremenska konstanta τ ovisi o polumjeru rotora,
intenzitetu turbulencije i srednjoj brzini na visini glavčine (hub height) [40]. Drugo, zasjenjenje
tornja (tower shadow) je pojava koja uzrokuje kratkotrajno smanjenje okretnog momenta svaki
put kada lopatica prolazi ispred tornja [37]. Zasjenjenje tornja aproksimira se dodavanjem
periodičnih pulsacija mehaničkoj snazi. Prijenosna funkcija periodičnih pulsacija definirana je u
[40] i ovisi o broju lopatica, brzini vrtnje i intenzitetu turbulencije. Amplituda ove pulsacije iznosi
nekoliko postotaka mehaničke snage i bitna je prilikom istraživanja kvalitete električne energije i
interakcija između turbina koje su međusobno električki blizu; zasjenjenje tornja je izraženija u
slučaju VA koji gledaju niz vjetar te VA tipa I i II, no nije utjecajna u slučaju tipova III i IV zbog
energetske elektronike koja razdvaja mehaničko i električno djelovanje.
80
IZVJEŠTAJ/v.1.0
9.1.3 Mehanički model
Mehanički model odnosi se jedino na diferencijalne jednadžbe koje opisuju podvozje (drivetrain):
zamašne mase turbine i generatora međusobno povezane vratilima i multiplikatorom koje
povezuju mehanički i električki dio agregata. Ostale oscilacije i vibracije koje se mogu pobuditi u
mehaničkoj konstrukciji agregata (toranj, lopatice) se u principu zanemaruju jer nemaju znatan
utjecaj s mrežne strane [39] [41]. Mehanički se dio obično opisuje jednomasenim ili dvomasenim
modelom, gdje se obično zahtijeva da VA tipa I i II sadržavaju dvomaseni model zbog čvrste
povezanosti brzine rotora i električnih parametara asinkronog stroja [41], dok za tipove III i IV
nema strogog konsenzusa te se može koristiti i jednomaseni model zbog razdvajajućeg učinka
energetske elektronike [37] [25] [39] [41]. S druge strane, predlaže se da se u većini slučajeva
koristi dvomaseni model [41], a IEC/WECC modeli pružaju mogućnost izbora između
jednomasenog i dvomasenog modela [39] prigodnim odabirom parametara. Poseban slučaj kada
bi se tip III trebao opisivati dvomasenim modelom je kada se simulira prorada zaštite (crowbar
protection) koja u principu kratko spaja rotorske stezaljke [42] te se u tom trenutku tip III ponaša
kao tip I.
Dvomaseni model opisan je s (17), odnos između brzine vrtnje turbine i mehaničke brzine vrtnje
generatora definiran je prijenosnim omjerom multiplikatora 𝑁 (za direct-drive sustave 𝑁 = 1),
dok je odnos mehaničke brzine vrtnje rotora generatora i električne brzine vrtnje definiran preko
broja pari polova 𝑝 . 𝐻𝑡 i 𝐻𝑔 su konstante tromosti turbine, odnosno generatora; 𝑇𝑔 i 𝑇𝑒 su
mehanički moment na turbini, odnosno električni moment generatora; 𝐾𝑠 i 𝐷𝑠 su krutost, odnosno
prigušenje vratila; γ je kut uvijanja (razlika kuta između sporohodnog vratila turbine i brzohodnog
vratila generatora); 𝑓𝑛 je mrežna frekvencija.
{
2Ht
dωtdt
= Tt − Ksγ − Ds(ωt −ωg)
2Hgdωg
dt= Ksγ + Ds(ωt −ωg) − Tg
dγ
dt= 2πfn(ωt −ωg)
ωt =ωg
N
ωg =ωep
(17)
Radi potpunosti, jednomaseni model definiran je s (18) gdje su sve veličine preračunate na
brzohodnu stranu, gdje je 𝐻 = 𝐻𝑡/𝑁2 + 𝐻𝑔.
81
IZVJEŠTAJ/v.1.0
2Hdωg
dt= Tt − Te (18)
Kako se u elektroenergetskim proračunima upotrebljavaju p.u. vrijednosti, potrebno je pravilno
odabrati dodatne bazne mehaničke veličine kako bi p.u. sustav ostao dosljedan prilikom
preračunavanja mehaničkih veličina na električne, što je opisano u [37].
9.1.4 Model generatora
U literaturi se mogu pronaći različiti pristupi modeliranju generatora za potrebe dinamičkih
simulacija EES-a te ne postoji strogi standard koji se primjenjuje. U programskim paketima (npr.
PSS/E, DIgSILENT PowerFactory, NEPLAN, itd.) integrirani su generički modeli prema
IEC/WECC i General Electric (GE). Standardni modeli sinkronih i asinkronih generatora opisani
jednadžbama u 𝑑𝑞 sustavu koji rotira proizvoljnom brzinom također se mogu koristiti. Ti modeli
također dolaze integrirani u programskim paketima ili se mogu ručno izmodelirati u npr.
Simulinku.
IEC/WECC radne grupe za tipove I i II predlažu korištenje već integriranih modela asinkronih
generatora u programskim paketima za simulaciju EES-a, dok je oko modeliranja tipova III i IV
bilo dosta rasprave posljednjih godina [39]. Ukratko, na slici Slika 39 je prikazan blok dijagram
modela generatora tipova III (bez zaštite) i IV za dinamičke simulacije EES-a koji su prihvatile
obje radne grupe [39]. Na slici Slika 40 prikazan je službeni model GE agregata [43].
82
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 39: IEC/WECC tip III I tip IV model generatora
Slika 40: GE tip III I tip IV model generatora
S obje slike vidljivo je da su generator i pretvarač nadomješteni sa upravljačkim sustavom čiji je
izlaz struja 𝐼𝑔 koja se injektira u mrežu, a ulazi su upravljački signali. Iz prikazanih modela vidljivo
je da je bilo kakva dinamika iz klasičnih dinamičkih modela generatora zanemarena (mehaničke
varijable stanja rotora, dinamika magnetskog toka dψ/d𝑡) što ilustrira brzi odziv pretvarača na
upravljačke signale. Dinamičko ponašanje VA tipa III i IV u potpunosti je određeno pretvaračem
te se cijeli sustav prema mreži ponaša kao algebarski, upravljivi strujni izvor [43]. Razlika između
83
IZVJEŠTAJ/v.1.0
tipa III i IV ilustrirana je plavo-iscrtkanim elementima: stator tipa III je izravno spojen na mrežu
te će promjena napona na stezaljkama generatora uzrokovati promjenu jalove snage koja se
izmjenjuje s mrežom. Ova prijelazna pojava modelirana je dodavanjem reaktancije 𝑋 u model
generatora/pretvarača [39]. Zbog toga je u GE modelu, upravljački signal za jalovu snagu napon
𝐸𝑞,𝑐𝑚𝑑 umjesto struje.
S druge strane, postoji i pristup gdje su jednadžbe i dinamika generatora uključene u model VA
tipa III i IV. Ovi modeli dobro su poznati te se mogu pronaći u nizu literature ( [42], [37], [24],
[25], [44], [45], [38], [46], [47]) i zbog toga ovdje neće biti reproducirani.
9.1.5 Model pretvarača i upravljanja
U većini literature, pretvarači u slučaju tipa III ili IV modelirani su upravljačkim sustavima koji
generiraju potrebne signale. U nekim modelima DC međukrug, pripadajući pretvarač i upravljanje
nisu posebno modelirani, dok u nekima jesu. U prvima su u obzir uzeti samo oni upravljački
krugovi koji upravljaju radnom i jalovom snagom. Kod tipa III, pretvarač s rotorske strane (rotor-
side converter) upravlja radnom i jalovom snagom, dok pretvarač s mrežne strane (grid-side
converter) upravlja naponom DC međukruga i drži faktor snage pretvarača na 1. Kod tipa IV,
pretvarač sa generatorske strane (generator-side converter) upravlja naponom DC linka, te
naponom i uzbudom generatora, dok pretvarač s mrežne strane upravlja radnom i jalovom snagom
koju sustav razmjenjuje s mrežom. Bez obzira na pristup, kada se promatra samo osnovni
harmonik što je slučaj u simulacijama stabilnosti EES-a, pretvarač je modeliran kao zavisni
naponski, odnosno strujni izvor bez gubitaka koji poštuje očuvanje radne snage između AC i DC
dijela.
U literaturi postoji mnogo pristupa sustavu upravljanja s obzirom na to kojim veličinama se
upravlja, na koji način te koji su ulazni i izlazni signali između podsustava. U nastavku će biti
prikazane neke upravljačke strukture za upravljanje radnom i jalovom snagom tipova III i IV.
Na slici Slika 41a prikazana je upravljačka struktura rotorskog pretvarača tipa III prema [37] [48]:
Optimalna aerodinamička učinkovitost postiže se mjerenjem brzine rotora na temelju koje se
generira maksimalna radna snaga (maximum power point tracking—MPPT) koja se može postići
pri trenutnoj brzini vjetra. Na temelju radne snage, generira se referentna rotorska struja u 𝑞-osi
na temelju koje se dobiva potreban iznos rotorskog napona u 𝑞-osi. Upravljanje jalovom snagom
je identično, samo što se upravlja s rotorskim veličinama u 𝑑-osi. Referenca jalove snage može se
postaviti izravno ili neizravno ako se upravlja s naponom određene sabirnice ili faktorom snage.
Upravljačka struktura je identična za tip IV (Slika 41b), s razlikom da se ovdje upravlja s
veličinama pretvarača sa strane mreže prema [48]. Kako je u ovom slučaju koordinatni sustav
84
IZVJEŠTAJ/v.1.0
orijentiran tako da je 𝑑-os kolinearna s amplitudom napona mreže, radnom snagom se upravlja
veličinama u 𝑑-osi, a jalovom snagom veličinama u 𝑞-osi. U literaturi se mogu pronaći i druge
strukture: prema [37] [41], radnom i jalovom snagom upravlja se preko generatorskog pretvarača
gdje veličina kojom se upravlja radnom snagom kut opterećenja δ (kut između napona na
sabirnicama statora i napona na sabirnicama pretvarača).
Slika 41: Upravljanje električnom snagom vjetrogeneratora: a) tip III: upravljanje rotorskim
naponima; b) tip IV: upravljanje naponima pretvarača
9.1.6 Model sustava zakreta lopatica
Sustav zakreta lopatica aktivan je pri brzinama vjetra većim od nazivne čija je zadaća
ograničavanje aerodinamičkog momenta na vratilu turbine. U literaturi se spominje više izvedbi
sustava zakreta lopatica s obzirom na ulazne veličine [39] [49]: brzina vjetra, brzina vrtnje
generatora ili radna snaga VA.
85
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Međutim, mjerenje brzine vjetra nije precizno [39] [49] te se u literaturi ne koristi. Stoga, u
literaturi se obično mogu pronaći izvedbe s mjerenjem brzine vrtnje generatora, snage generatora
ili hibridna verzija s kompenzacijom snage.
Prema [48], postoje dvije strategije upravljanja vjetroagregatom:
1. Ako pretvarač upravlja snagom (Slika 41a,b gdje se generira referenca radne snage preko
MPPT krivulje na temelju brzine vrtnje generatora) onda sustav zakreta lopatica upravlja
brzinom turbine;
2. moguće je da pretvarač upravlja brzinom vrtnje generatora: u tom slučaju generira se
referenca brzine na temelju inverzne MPPT karakteristike. U ovoj izvedbi, sustav zakreta
lopatica upravlja radnom snagom agregata.
Često se koristi i hibridna izvedba koja ima dodatnu petlju za kompenzaciju radne snage
generatora, iako se ta dodatna petlja može i zanemariti [39]. Na slici Slika 42 prikazana je hibridna
izvedba [39]. Izvedbe 1 i 2 sadržane su u hibridnoj izvedbi te se mogu dobiti zanemarivanjem ili
donje regulacijske petlje snage ili gornje regulacijske petlje brzine. Faktor 𝐾𝑝𝑥 može biti i 0.
Slika 42: Sustav upravljanja zakretom lopatica
9.1.7 Model sustava zaštite
Sustav zaštite sprječava oštećenje VA od prevelikih struja prilikom kratkog spoja te sprječava
otočni rad agregata nakon kvara [37]. Sustav zaštite također je bitan za tipove III i IV jer je
potrebno štititi pretvarače od prevelikih struja te prenapona i podnapona. Honrubia-Escribano et
al. [39] dokumentiraju kako se najviše diskusije vodilo oko modeliranja tipa III koji je samo
djelomično odvojen od mreže preko rotorskog pretvarača. Starije izvedbe tipa III su koristile tzv.
86
IZVJEŠTAJ/v.1.0
pajser-zaštitu (crowbar protection) koja se u principu izvodi preko impedancije koja kratko spaja
rotorske stezaljke neposredno nakon detekcije kvara; time se zaobilazi rotorski pretvarač i tada se
tip III ponaša kao tip I. Novije izvedbe koriste čoper i/ili veći pretvarač [39]. Zaštita generatorskih
namota nije toliki problem u tipu IV jer je generator u potpunosti odvojen od mreže.
U literaturi ( [39] [43]) može se vidjeti da je zaštita u simulacijskim modelima primijenjena u
upravljačkim sustavima kao zasićenja s donjim i gornjim granicama te određenom logikom. Stoga
je u principu dovoljno djelovati na upravljačke signale kako bi se simuliralo zaštitno djelovanje.
Dodatna diskusija oko sustava zaštite može se pronaći u [37] [25] [39].
9.2 Sudjelovanje vjetroelektrana u regulaciji frekvencije EES-a
U posljednjih desetak godina, vrlo značajan porast udjela VE diljem svijeta motivirao je brojna
istraživanja utjecaja VE na frekvencijski odziv EES-a te istraživanja mogućnosti sudjelovanja VE
u regulaciji frekvencije EES-a. Razvoj energetskih elektroničkih pretvarača i povećanje broja
izvora energije koji se preko njihovog sučelja spajaju s mrežom za posljedicu ima smanjenje
konstante tromosti sustava i povećanje zahtjeva na konvencionalne izvore da reguliraju
frekvenciju. Ovo je problem koji nije vezan isključivo za VE, stoga uloga VE predstavlja podskup
u ovom glavnom problemu. No, s obzirom da VE imaju najveći udio u instaliranoj snazi OIE
izuzev hidroelektrana, njihov utjecaj je značajan te će biti predmet nastavka istraživanja.
U nastavku ovog poglavlja, dan je pregled literature sudjelovanja VE u regulaciji frekvencije EES-
a prema podjeli na: incercijski odziv, primarnu regulaciju frekvencije, te na kraju sekundarnu i
tercijarnu regulaciju frekvencije.
9.2.1 Inercijski odziv
Vraćajući se na 4 glavne izvedbe VA razlikuju se dva inercijska odziva: inercijski odziv VA tipa
I i II i inercijski odziv VA tipa III i IV. Iako između pojedinih odziva postoje vidljive razlike,
odzivi prva dva tipa i odzivi zadnja dva tipa su dovoljno slični da se mogu promatrati zajedno.
Inercijski odzivi četiri tipa VA prikazani su na slici Slika 43.
87
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 43: Inercijski odziv različitih vrsta vjetroagregata
Tipovi I i II su izravno spojeni na mrežu te je njihovo ponašanje prilikom pada mrežne frekvencije
tipično za asinkroni stroj. Tip I radi u uskom nadsinkronom području te je promjena brzine reda
veličine 1% zbog čega se pojavljuju velika mehanička naprezanja zbog amplitude snage prilikom
inercijskog odziva. Ovo je manje izraženo, ali svejedno značajno u slučaju tipa II gdje će
upravljanje rotorskim otpornikom ipak omogućiti da se kinetička energija disipira na otporniku. S
druge strane, inercijski odziv tipova III i IV nije značajan zbog djelovanja energetske elektronike.
U slučaju tipa III, frekvencijski pretvarač odvaja mehaničku frekvenciju rotora od mrežne
frekvencije, no stator je i dalje spojen na mrežu izravno te će stoga postojati određena injekcija
radne snage u mrežu neposredno nakon poremećaja. Međutim, na slici Slika 43 može se vidjeti da
je ta amplituda snage svega nekoliko postotaka početne vrijednosti, a cijela prijelazna pojava
završava unutar 100 ms te je oslobođena kinetička energija zanemariva. Generator tipa IV je u
potpunosti odvojen od mreže preko pretvarača te je inercijski odziv nepostojeći jer je ponašanje
VA u potpunosti određeno pretvaračem: sa slike Slika 43 vidljivo je da nema injekcije radne snage
u mrežu, odnosno da VA tipa 4 ne osjeti promjenu mrežne frekvencije i snaga ostaje konstantna.
Dakle, VA tipa I i II imaju inherentni inercijski odziv kojim se ne može upravljati te u literaturi
nije od pretjeranog interesa [50] [51] [52]. Nadalje, to su agregati starije izvedbe te je njihova
zastupljenost u sustavima vrlo mala [53]. S druge strane, VA tipa III i IV danas su na tržištu
najzastupljeniji jer omogućuju maksimalnu aerodinamičku učinkovitost u velikom rasponu brzina
88
IZVJEŠTAJ/v.1.0
vjetra, no s druge strane njihova integracija u sustav smanjuje konstantu tromosti sustava jer VA
tipa III i IV imaju smanjen, odnosno nemaju inercijski odziv zbog razdvajajućeg učinka
frekvencijskih pretvarača. Međutim, mogućnost fleksibilnog upravljanja VA s promjenjivom
brzinom vrtnje omogućuje dodavanje umjetnog inercijskog odziva pomoću sekundarnih
upravljačkih krugova osjetljivih na ROCOF, što se u literaturi naziva virtualni/sintetički inercijski
odziv (virtual/synthetic inertia) ili brzi frekvencijski odziv (fast frequency response).
9.2.1.1 O tromosti vjetroagregata
Vjetroagregati posjeduju zamašnu masu sumjerljivu konvencionalnim termo/hidro-agregatima.
Moment tromosti vjetroturbine može se aproksimirati empirijskim izrazom prema (19) [54]:
𝐽𝑡 = 1.12𝑃𝑛2.135 (19)
gdje su 𝐽𝑡 moment tromosti turbine u 106 kgm2; 𝑃𝑟 je nazivna snaga agregata u MW. Moment
tromosti generatora 𝐽𝑔 je značajno manji i kreće se u rasponu od 65 do 200 kgm2 za agregate 2–
5 MW prema podacima iz [37] [54] [55]. Rotirajuća masa turbine i rotirajuća masa generatora u
općenitom su slučaju povezane preko prijenosnog omjera mjenjačke kutije. Ekvivalentni moment
tromosti preračunat na brzohodno vratilo računa se prema (20):
J = Jtn2 + Jg (20)
gdje je 𝑛 prijenosni omjer mjenjačke kutije (za direct-drive sustave 𝑛 = 1).
Konstanta tromosti 𝐻 računa se prema izrazu (21) gdje su sve veličine preračunate na električnu
stranu:
𝐻 = (𝐽𝑡𝑛2𝑝2
+𝐽𝑔
𝑝2)ω𝑒2
2𝑆𝑏 (21)
gdje je 𝑝 broj pari polova, 𝑆𝑏 je bazna snaga (obično nazivna snaga), a ω𝑒 je električna brzina
vrtnje. Konstanta tromosti 𝐻 za nekoliko agregata tipičnih nazivnih snaga i nazivnih brzina vrtnje
ω𝑟 prikazana je u tablici Tablica 23 [56] (konstanta tromosti izračunata je pod pretpostavkom da
je nazivna brzina vrtnje ω𝑟 20% veća od sinkrone brzine ω𝑠 = 2π𝑓 ). Za razliku od
konvencionalnih jedinica, brzina rotora VA III/IV može značajno varirati te pasti čak za 50–60%
89
IZVJEŠTAJ/v.1.0
nazivne brzine, a time pada i konstanta tromosti [56]. Npr. trenutna konstanta tromosti 5MW
vjetroagregata može varirati između 1,5 i 6 sekundi.
Tablica 23: Tipične mehaničke konstante vjetroagregata
𝑆 [MVA] 𝐽𝑡 [106 kgm2]
𝐽𝑔
[kgm2] 𝑛 𝑝 ω𝑟 [rpm] 𝐻 [s]
1 1,121 70 75 2 24 4,78
2 4,924 130 100 2 18 5,52
5 34,830 200 150 2 12 6,21
9.2.1.2 Koncept virtualnog inercijskog odziva
Koncept upravljanja VA s uključenim virtualnim inercijskim odzivom prikazan je na slici Slika
44. Dodatna regulacijska petlja mjeri mrežnu frekvenciju 𝑓𝑠 te na temelju ROCOF-a d𝑓/d𝑡 i
pojačanja 𝐾𝑉 injektira dodatni signal δ𝑃 koji zbrojen sa signalom optimalne snage 𝑃mppt iz
normalne petlje upravljanja brzinom rotora daje novu referentnu snagu koja se propagira u
upravljački sustav pretvarača. 𝐾𝑉 se naziva virtualnom konstantnom tromosti te ne posjeduje
nikakvo fizičko značenje kao što to predstavlja stvarna konstanta tromosti [56]. 𝐾𝑉 se teorijski
može postaviti na bilo koju vrijednost, te je virtualni inercijski odziv, za razliku od stvarnog, u
potpunosti upravljiv: to znači da VA tipa III/IV mogu pružiti čak i veći inercijski odziv nego
konvencionalne jedinice [21]. Međutim, stvarne mogućnosti ovise o fizičkim ograničenjima
agregata te autori u [55] argumentiraju da se pojačanje 𝐾𝑉 postavi na maksimalno 1,85𝐻wtg čime
se sprječava smanjenje brzine rotora ispod minimalne što može dovesti do zaustavljanja turbine.
Slika 44: Koncept virtualnog inercijskog odziva za tip III/IV
90
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Na slici Slika 44 prikazan je algoritam tzv. "prirodnog" inercijskog odziva (natural inertial
response). Naziva se "prirodnim" jer je proporcionalan ROCOF-u što je analogno stvarnom
inercijskom odzivu. Međutim, postoje još neke izvedbe algoritma inercijskog odziva koje su
dokumentirane u [57]:
1. inercijski odziv s fiksnom statičnosti (fixed-droop);
2. inercijski odziv s promjenjivom statičnosti (variable-droop);
3. konstantni inercijski odziv (step-wise inertial control);
4. virtualni inercijski odziv s optimiziranim praćenjem snage (virtual inertial control).
Ono što je zajedničko svim algoritmima je da se vjetroagregat privremeno preopterećuje gdje
dodatna injekcija snage dolazi iz kinetičke energije rotora zbog čega rotor turbine usporava. Blok-
dijagram regulatora za gore navedene algoritme prikazan je na slici Slika 45.
91
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 45: Neki upravljački algoritmi za virtualni incercijski odziv [57]
Inercijski odziv s fiksnom statičnošću (slika Slika 45a) proporcionalan je odstupanju mrežne
frekvencije 𝑓𝑠 od nazivne frekvencije 𝑓𝑛 i pojačanju statičnosti 1/𝑅 što je slično klasičnoj
turbinskoj regulaciji. Visokopropusni (VP) filter uklanja doprinos regulacije u ustaljenom stanju
te se agregat vraća u početnu radnu točku prije nastanka poremećaja. Poboljšano ponašanje odziva
postiže se dinamičkom promjenom statičnosti 𝑅 (iscrtkano plavom bojom na slici Slika 45a).
92
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Ovdje je statičnost 𝑅 funkcija ROCOF-a i brzine rotora ω𝑔 gdje je funkcija takva da je pojačanje
veće neposredno nakon poremećaja kada ROCOF dominira frekvencijskim odzivom te se s
vremenom smanjuje. Niskopropusni (NP) filter dodaje se nakon derivatora s ciljem smanjenja
šuma jer je d𝑓/d𝑡 proces koji inherentno pojačava smetnje [57]. Sličan algoritam može se pronaći
u [58] gdje nema VP filtra. U tom slučaju, doprinos regulatora postoji i u ustaljenom stanju zbog
čega rotor trajno usporava i snaga agregata pada ispod početne snage. U algoritmu s konstantnim
inercijskim odzivom (konstantnim privremenim preopterećenjem, slika Slika 45b) dobro
definirani konstantni iznos dodatne snage superponira se referentnoj vrijednosti te se drži određeno
vrijeme. Nakon što brzina rotora dosegne određenu donju granicu, proces preopterećenja se
uklanja te se referentna vrijednost radne snage smanjuje za drugu konstantnu vrijednost tako da je
sada dostupna mehanička snaga veća od električne čime se omogućuje rotoru da ubrza do početne
radne točke. Posljedica ovog algoritma je sekundarni propad mrežne frekvencije tijekom ubrzanja
rotora do početne radne točke. Navedeni sekundarni propad mrežne frekvencije nastaje jer se
izlazna električna snaga vjetroagregata privremeno smanjuje kako bi rotor mogao ubrzati i vratiti
se u početnu radnu točke prije poremećaja. Primjer ovog algoritma može se pronaći u [59].
Algoritam virtualnog inercijskog odziva s optimiziranim praćenjem snage [60] (slika Slika 45c)
koristi optimiziranu krivulju praćenja snage gdje se prilikom detekcije poremećaja frekvencije
ponašanje agregata i dodatna injektirana snaga ponaša po unaprijed definiranoj inercijskoj krivulji
praćenja snage ovisnoj o 𝑓𝑠, ω𝑔 te dobro definiranom faktoru χ koji u obzir uzima stvarni moment
tromosti agregata, mrežnu frekvenciju i brzinu rotora prije poremećaja. Ovaj algoritam nudi bolje
prigušenje poremećaja [60] i ne može izazvati sekundarni propad frekvencije [57]. Ilustracija
nekih virtualnih inercijskih odziva prikazana je na slici Slika 46.
Slika 46: Neki virtualni inercijski odzivi: a) izlazna snaga VA; b) mrežna frekvencija
93
IZVJEŠTAJ/v.1.0
9.2.2 Primarna regulacija frekvencije
Da bi primarna regulacija frekvencije bila moguća, potrebno je osigurati određenu količinu
rotirajuće rezerve. Prilikom pada mrežne frekvencije, turbinski regulatori sinkronih jedinica
povećavaju protok primarnog energenta proporcionalno promjeni mrežne frekvencije Δ𝑓 = 𝑓𝑠 −
𝑓𝑛. VE su dosad u primarnoj regulaciji frekvencije sudjelovale samo s mogućnošću smanjenja
izlazne snage u slučaju viška proizvodnje u sustavu. Izuzetak su neki sustavi poput Irskog koji
zahtijevaju da VE podignu svoju radnu snagu u slučaju niske frekvencije sustava. Primarni
frekvencijski odziv može se omogućiti slično virtualnom inercijskom odzivu.
VA tipa I i II ne omogućuju fleksibilno upravljanje zbog čvrste povezanosti s mrežom te u literaturi
nema puno radova koji se bave primarnom regulacijom frekvencije iz ova dva tipa [61]. Da bi se
osigurala rotirajuća rezerva, VA se moraju rasteretiti u normalnom pogonu, odnosno raditi sa
snagom koja je manja od dostupne snage 𝑃ava. Tip I se može rasteretiti preko sustava za zakret
lopatica povećanjem kuta zakreta lopatica β. Tip II se može rasteretiti preko upravljivog otpornika
ili isto preko zakreta lopatica. No, rotorski otpornik je aktivan samo pri brzinama vjetra većim od
nazivne te se njegova upotreba nastoji minimizirati kako bi se smanjili gubitci, tj. disipacija topline
[61]. U tom slučaju, 𝑃ref sa slike Slika 42 može se izračunati npr. kao (22):
𝑃ref = 𝑃res +1
𝑅Δ𝑓 (22)
Energetski pretvarači u tipovima III i IV omogućuju fleksibilno upravljanje brzinom rotora za
brzine vjetra ispod nazivne. Glavna zadaća ovog upravljanja je reguliranje optimalne brzine rotora
pri kojoj se postiže maksimalna trenutno dostupna snaga (MPPT član na slikama Slika 41a,b i slici
Slika 44). Optimalna snaga, odnosno optimalna brzina rotora koja služi kao referentna vrijednost
koja se propagira u pretvarač određuje se preko dobro definirane krivulje (23) [42]:
𝑃mppt = 𝑘mpptω𝑔3
(23)
𝑘mppt = 0.5ρ𝑅5π
𝐶𝑝,opt
λopt3 𝑁3
Ovisnost snage generatora o brzini generatora prikazana je na slici Slika 47. Sive krivulje u
pozadini prikazuju ovisnost mehaničke snage agregata o brzini rotora za različite brzine vjetra
94
IZVJEŠTAJ/v.1.0
prema (14). Plava krivulja je krivulja optimalne (maksimalne) snage. S obzirom da je regulator
zakreta lopatica aktivan samo pri većim brzinama vjetra, rotirajuća rezerva može se postići
rasterećenjem tako da se rotor ubrza ili uspori. U literaturi se obično koristi rasterećenje ubrzanjem
iz nekoliko razloga:
• veća kinetička energija koja se oslobađa prilikom frekvencijskog odziva;
• rasterećenjem usporenjem, frekvencijski odziv je slabiji jer se mora se utrošiti dio snage
kako bi se rotor ubrzao [62];
• rasterećenje usporenjem je nestabilno [55].
Slika 47. MPPT krivulja i krivulje rasterećenja
Algoritam koji se često može naći u literaturi [55] [63] [64] je da VA radi prema krivulji
rasterećenja u točki A (𝑃del, ωdel). Prilikom pada frekvencije, referenca radne snage promijeni se
za Δ𝑓/𝑅 te se radna točka (𝑃ppt, ω𝑔) pomiče po linearnom nagibu od točke A prema točki B
(𝑃mppt, ωmppt). 𝑃ppt i 𝑃ref definirane su s (24)–(25).
95
IZVJEŠTAJ/v.1.0
𝑃ppt(ω𝑔, 𝑣𝑤) = 𝑃del(𝑣𝑤) +𝑃mppt(𝑣𝑤) − 𝑃del(𝑣𝑤)
ωmppt(𝑣𝑤) −ωdel(𝑣𝑤)(ω𝑔 −ωdel(𝑣𝑤)) (24)
𝑃ref(ω𝑔, 𝑣𝑤, Δ𝑓) = 𝑃ppt(ω𝑔, 𝑣𝑤) +Δ𝑓
𝑅 (25)
Ovaj algoritam nadopunjava se regulacijom zakreta lopatica koji osigurava da brzina rotora ne
prekorači maksimalnu dozvoljenu vrijednost koja je obično oko 1.2 p.u. sinkrone brzine. Dvije
izvedbe s ovim algoritmom prikazane su u [55] [64].
Konceptualno, primarna regulacija frekvencije pomoću VA slična je virtualnom inercijskom
odzivu i prikazana na slici Slika 48. U literaturi se mogu pronaći još neke izvedbe algoritma za
primarnu regulaciju frekvencije, npr: koordinacija inercijskog odziva i rotirajuće rezerve za tip IV
[65]; bolji odziv dinamičkom promjenom statičnosti 𝑅 tipa III [58] [66]; sudjelovanje vjetroparka
s tip IV agregatima u primarnog regulaciji frekvencije pomoću zakreta lopatica [67]. Primarni
frekvencijski odziv VA tipa III i IV za nekoliko algoritama upravljanja prikazan je na slici Slika
49.
Slika 48. Koncept primarne regulacije frekvencije za tip III/IV
96
IZVJEŠTAJ/v.1.0
Slika 49. Primarni frekvencijski odziv VA tipa III/IV za neke načine upravljanja a) promjena
izlazne snage VA; b) kut zakreta lopatica
9.2.3 Sekundarna i tercijarna regulacija frekvencije
Sekundarna regulacija frekvencije počinje nekoliko desetaka sekundi nakon poremećaja i traje do
nekoliko desetaka minuta. Zadaća sekundarne regulacije frekvencije je održavanje nazivne mrežne
frekvencije i zadane razmjene snage između područja te oslobađanje primarne rezerve za sljedeće
poremećaje. Tercijarna regulacija je još sporija i povezana je s ekonomskim dispečiranjem
elektrana, optimalnim tokovima snaga, tržištem električne energije i generalno optimizacijskim
problemima vezanih uz dispečiranje elektrana s obzirom na postavljenu funkciju cilja (unit
commitment). Ponešto o sudjelovanju vjetroelektrana u sekundarnoj i tercijarnoj regulaciji može
se pronaći u [37] [57] [62].
97
IZVJEŠTAJ/v.1.0
10 Zaključak
S obzirom na donesene planove i direktive u svijetu za povećanje broja OIE, Republika Hrvatska
je preuzela obvezu povećanja uporabe energije iz OIE pri čemu bi u 2020. godini udio energije iz
OIE u bruto neposrednoj potrošnji trebao iznositi najmanje 20 posto, promatrano na razini
Europske unije. Prema iznesenim podacima u radu o porastu integracije VE u hrvatskom EES-u u
prethodnih 5 godina (porast za 300 MW), kao i planovima za narednih 10 godina (porast za 1000
MW), vidljivo je kako Republika Hrvatska uvelike teži ka ostvarenju zadanog cilja. Međutim, s
povećanjem udjela OIE spojenih preko energetske elektronike na mrežu, pojavljuju se problemi
vezani uz regulaciju frekvencije te se znatno narušava stabilnost EES-a. U radu je analiziran utjecaj
VE na iznos ekvivalentne konstante tromosti i rotirajuće kinetičke energije u hrvatskom EES-u.
Pokazano je kako se vrijednost ekvivalentne konstante tromosti kretala od najniže vrijednosti 1,96
s do najviše vrijednosti 3,02 s dok se kinetička energija kretala od 5565 MWs do 10710 MWs.
Također, osim vremenske raspodjele, tromost sustava može se podijeliti i prostorno. Prema
izračunatim podacima može se uočiti kako se glavnina tromosti hrvatskog ESS-a nalazi u
termoelektranama u prijenosnom području Zagreba, Wzg-kin = 6930 MWs (64,70%). Smanjivanje
navedenih faktora (konstanta tromosti i rotirajuća kinetička energija) uzrokuje pogoršanje
sposobnosti primarne regulacije frekvencije. Nadalje, iznos maksimalne pogreške prognoze rada
VE utječe na sekundarnu regulaciju frekvencije te je potrebno uvećanje plana sekundarnih
regulacijskih rezervi za 254 MW. Zahvaćena je i tercijarna regulacija frekvencije te je zaključeno
da za prosječno dodatnih 20 MW integracije VE, potrebna rezervna snaga raste za 6,92 MWh/h, a
troškovi za energiju uravnoteženja se povećaju prosječno za 1 mil. €. Svi gore navedeni problemi
ukazuju na nužnost promjene mrežnih pravila te potrebe postavljanja zahtjeva za sudjelovanjem
OIE u pomoćnim uslugama. Trenutna mrežna pravila hrvatskog EES-a ne zahtijevaju od
vjetroelektrana osiguravanje primarne rezerve, tj. pružanje primarne regulacije prema gore, a
naročito ne pružanje virtualnog inercijskog odziva. Stoga, Mrežna pravila omogućuju veliku
pogonsku slobodu i povlašten položaj vjetroelektranama u odnosu na konvencionalne generatore.
Međutim, nekoliko velikih svjetskih elektroenergetskih sustava su već uveli zahtijeve za
sudjelovanje VE u regulaciji frekvencije i napona. Tako u Njemačkoj, VE veće od 100 MW moraju
sudjelovati u primarnoj regulaciji frekvencije; u Kanadi (Quebec) VE nazivne snage veće od 10
MW moraju imati sustave regulacije frekvencije za pružanje inercijskog odziva, dok u
Ujedinjenom Kraljevstvu vjetroagregati u podfrevencijskom režimu trebaju održavati radnu snagu
na iznosu određenom postavljenom statičnošću. Pregledom literature sudjelovanja VE u regulaciji
frekvencije u završnom poglavlju rada, vidljivo je da su brojni autori motivirani u pogledu
istraživanja utjecaja VE na frekvencijski odziv te istaživanja mogućnosti sudjelovanja VE u
regulaciji frekvencije EES-a te je pokazano da ugradnjom dodatnih upravljačkih petlji,
vjetroagregati mogu ostvariti inercijski i frekvencijski odziv usporediv s odzivom konvencionalnih
jedinica.
98
IZVJEŠTAJ/v.1.0
11 Literatura
[1] European Parliament, Council of the European Union, Directive 2009/28/EC of the
European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of
energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives
2001/77/EC and 2003/30/EC, 2009.
[2] European Parliament, Council of the European Union, A policy framework for climate and
energy in the period from 2020 to 2030.
[3] International Renewable Energy Agency, »Renewable energy prospects: United States of
America,« 2015.
[4] International Renewable Energy Agency, »Renewable energy prospects: China,« 2014.
[5] Eurostat, Renewable energy statistics.
[6] International Renewable Energy Agency, »Renewable energy capacity statistics 2015,«
2015.
[7] REN21, Renewables 2016: Global status report, 2016.
[8] Eurostat, Energy, transport and environment indicators, 2017.
[9] P. Tielens, Operation and Control of Power Systems with Low Synchronous Inertia, KU
Leuven, 2017.
[10] »Massive InteGRATion of power Electronic devices (MIGRATE),« [Mrežno]. Available:
https://www.h2020-migrate.eu/.
[11] P. Anderson i M. Mirheydar, »A low-order system frequency response model,« IEEE
Transactions on Power Systems, pp. 720-729, 1990.
[12] I. Kuzle, T. Tomisa i S. Tesnjak, »A mathematical model for studying power system,« u
IEEE AFRICON Conference, 2004.
[13] Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o., »Godišnje izvješće o sigurnosti opskrbe
hrvatskog EES-a za 2017. godinu,« lipanj 2018..
[14] Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o., »The Electric Power System - Croatia -,«
CIGRE, 26, 2018.
99
IZVJEŠTAJ/v.1.0
[15] Hrvatski operator prijenosnog sustava, Mjesečni izvještaj o proizvodnji vjetroelektrana u
Hrvatskoj, Zagreb, travanj 2018.
[16] HOPS, Desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže 2018.-2027., s detaljnom razradom za
početno trogodišnje i jednogodišnje razdoblje, 2017.
[17] Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o., »Godišnji izvještaj o proizvodnji
vjetroelektrana u Hrvatskoj,« Sektor za vođenje EES-a i tržište, Zagreb, 2017.
[18] A. Horvat, T. Plavšić i I. Kuzle, »Planiranje i vođenje elektroenergetskog sustava u uvjetima
značajne integracije vjetroelektrana,« u 10. simpozij o sustavu vođenja EES-a HRO CIGRE,
Opatija, Hrvatska, 11.–14.11.2012..
[19] D. Bajs, S. Mikulić i G. Majstorović, »Mogućnosti prihvata obnovljivih izvora energije u
hrvatski elektroenergetski sustav,« svibanj 2016..
[20] R. Rubeša i H. Pandžić, »Analiza zahtjeva prilikom priključenja i pogona vjetroelektrana u
hrvatski elektroenergetski sustav,« 2018.
[21] P. Tielens i D. V. Hertem, »Grid Inertia and Frequency Control in Power Systems with High
Penetration of Renewables,« u 6th Young Researchers Symposium in Electrical Power
Engineering, Delft, 2012.
[22] P. Tielens i D. V. Hertem, »The relevance of inertia in power systems,« Renewable and
Sustainable Energy Reviews, svez. 55, pp. 999-1009, 3 2016.
[23] E. W. Kimbark, Power System Stability, 1 ur., svez. 1, Wiley-IEEE, 1995, p. 998.
[24] P. Kundur, Power system stability and control, McGraw-Hill, 1994.
[25] J. G. Slootweg, S. W. H. Haan, H. Polinder i W. L. Kling, »General model for representing
variable speed wind turbines in power system dynamics simulations,« IEEE Transactions on
Power Systems, svez. 18, pp. 144-151, 2 2003.
[26] I. Kuzle, Identifikacija dinamičkih parametara srednjerazvijenog elektroenergetskog
sustava s obzirom na promjene frekvencije, Fakultet elektrotehnike i računarstva, 2002.
[27] J. Đaković, P. Ilak, T. Baškarad, M. Krpan i K. Igor, »Effectiveness of Wind Turbine Fast
Frequency Response Control on Electrically Distanced Active Power Disturbance
Mitigation,« u 11th Mediterranean conference on power generation, transmission,
distribution and energy conversion (MEDPOWER2018), Dubrovnik (Cavtat), 2018.
100
IZVJEŠTAJ/v.1.0
[28] ENTSO-E-RG-CE System Protection & Dynamics Sub Group, »Frequency Stability
Evaluation Criteria for the Synchronous Zone of Continental Europe,« 2016.
[29] ENTSO-E AISBL, »Future system inertia,« Brussels.
[30] Hrvatski operator prijenosnog sustava, Mrežna pravila prijenosnog sustava, 2017.
[31] HEP - Operator prijenosnog sustava, Dodatni tehnički uvjeti za priključak i pogon
vjetroelektrana na prijenosnoj mreži, 2008.
[32] V. Petrić, Nova mrežna pravila ENTSO-E-diplomski rad, Zagreb: Sveučilište u Zagrebu
Fakultet elektrotehnike i računarstva, 2014.
[33] ENTSO-E, COMMISSION REGULATION (EU) 2016/631, 2016.
[34] Q. Wu, »Grid Code Requirements for Wind Power Integration,« In Modeling and Modern
Control of Wind Power (eds Q. Wu and Y. Sun)., 2017.
[35] C. Sourkounis i P. Tourou, »Grid Code Requirements for Wind Power Integration in
Europe,« Conference Papers in Energy, svez. 2013, p. 9, 2013.
[36] H. T. Mokui, M. A. S. Masoum i M. Mohseni, »Review on Australian grid codes for wind
power integration in comparison with international standards,« 2014 Australasian
Universities Power Engineering Conference (AUPEC), Perth, WA, pp. 1-6, 2014.
[37] T. Ackermann, Wind Power in Power Systems, 2 ur., Wiley, 2012.
[38] J. G. Slootweg, H. Polinder i W. L. Kling, »Representing wind turbine electrical generating
systems in fundamental frequency simulations,« IEEE Transactions on Energy Conversion,
svez. 18, pp. 516-524, 12 2003.
[39] A. Honrubia-Escribano, E. Gómez-Lázaro, J. Fortmann, P. Sørensen i S. Martin-Martinez,
»Generic dynamic wind turbine models for power system stability analysis: A
comprehensive review,« Renewable and Sustainable Energy Reviews, svez. 81, pp. 1939-
1952, 1 2018.
[40] T. Petru i T. Thiringer, »Modeling of wind turbines for power system studies,« IEEE
Transactions on Power Systems, svez. 17, pp. 1132-1139, 11 2002.
[41] V. Akhmatov, »Analysis of Dynamic Behaviour of Electric Power Systems with Large
Amount of Wind Power,« 2003.
101
IZVJEŠTAJ/v.1.0
[42] G. Abad, J. Lopez, M. A. Rodriguez, L. Marroyo i G. Iwanski, Doubly fed induction
machine: modeling and control for wind energy generation, 1 ur., John Wiley & Sons, 2011.
[43] K. Clark, N. W. Miller i J. J. Sanchez-Gasca, »Modeling of GE wind turbine-generators for
grid studies,« 2010.
[44] J. G. Slootweg, H. Polinder i W. L. Kling, »Dynamic modelling of a wind turbine with
doubly fed induction generator,« u 2001 Power Engineering Society Summer Meeting,
Vancouver, 2001.
[45] J. G. Slootweg, H. Polinder i W. L. Kling, »Modeling Wind Turbines in Power System
Dynamics Simulations,« u Power Engineering Society Summer Meeting, Vancouver, 2001.
[46] J. G. Slootweg, H. Polinder i W. L. Kling, »Dynamic modelling of a wind turbine with direct
drive synchronous generator and back to back voltage source converter and its controls,« u
European Wind Energy Conference, Copenhagen, 2001.
[47] P. C. Krause, O. Wasynczuk i S. D. Sudhoff, Analysis of Electric Machinery and Drive
Systems, 3 ur., John Wiley & Sons, 2013, p. 676.
[48] A. D. Hansen, F. Iov, P. E. Sørensen, N. A. Cutululis, C. Jauch i F. Blaabjerg, »Dynamic
wind turbine models in power system simulation tool DIgSILENT,« 2007.
[49] J. Zhang, M. Cheng, Z. Chen i X. Fu, »Pitch angle control for variable speed wind turbines,«
u 2008 Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring
and Power Technologies, Nanjing, 2008.
[50] E. Muljadi, V. Gevorgian i M. Singh, »Understanding Inertial and Frequency Response of
Wind Power Plants,« u 2012 IEEE Power Electronics and Machines in Wind Applications
(PEMWA), Denver, 2012.
[51] L. Holdsworth, J. B. Ekanayake i N. Jenkins, »Power system frequency response from fixed
speed and doubly fed induction generator-based wind turbines,« Wind Energy, svez. 7, pp.
21-35, 3 2004.
[52] K. Watanabe i T. Nanahara, »Study on inertial response of fix-speed wind turbine
generator,« u 2014 49th International Universities Power Engineering Conference (UPEC),
Cluj-Napoca, Romania, 2014.
[53] M. Krpan, »The mathematical model of a wind power plant and a gas power plant,« 2016.
[54] J. Morren, J. Pierik i S. W. H. Haan, »Inertial response of variable speed wind turbines,«
Electric Power Systems Research, svez. 76, pp. 980-987, 7 2006.
102
IZVJEŠTAJ/v.1.0
[55] Zhang, Sun, J. Lin i G.-J. Li, »Coordinated frequency regulation by doubly fed induction
generator-based wind power plants,« IET Renewable Power Generation, svez. 6, pp. 38-47,
1 2012.
[56] M. Krpan and I. Kuzle, "Inertial And Primary Frequency Response Model Of Variable-
Speed Wind Turbines," The Journal of Engineering, vol. 2017, pp. 844-848, 1 2017.
[57] Z. Wu, W. Gao, T. Gao, W. Yan, H. Zhang, S. Yan i X. Wang, »State-of-the-art review on
frequency response of wind power plants in power systems,« Journal of Modern Power
Systems and Clean Energy, svez. 6, pp. 1-16, 1 2018.
[58] M. Hwang, E. Muljadi, J. W. Park, P. Sorensen i Y. C. Kang, »Dynamic Droop-Based
Inertial Control of a Doubly-Fed Induction Generator,« IEEE Transactions on Sustainable
Energy, svez. 7, pp. 924-933, 7 2016.
[59] N. R. Ullah, T. Thiringer i D. Karlsson, »Support by Variable Speed Wind Turbines —
Potential and Applications,« IEEE Transactions on Power Systems, svez. 23, pp. 601-612, 5
2008.
[60] Y. Wang, J. Meng, X. Zhang i L. Xu, »Control of PMSG-Based Wind Turbines for System
Inertial Response and Power Oscillation Damping,« IEEE Transactions on Sustainable
Energy, svez. 6, pp. 565-574, 4 2015.
[61] E. Muljadi, M. Singh i V. Gevorgian, »Fixed-speed and variable-slip wind turbines providing
spinning reserves to the grid,« u IEEE Power and Energy Society General Meeting,
Vancouver, 2013.
[62] G. Ramtharan, J. B. Ekanayake i N. Jenkins, »Frequency support from doubly fed induction
generator wind turbines,« IET Renewable Power Generation, svez. 1, pp. 3-9, 3 2007.
[63] S. D. Rijcke, P. Tielens, B. Rawn, D. V. Hertem i J. Driesen, »Trading Energy Yield for
Frequency Regulation: Optimal Control of Kinetic Energy in Wind Farms,« IEEE
Transactions on Power Systems, svez. 30, pp. 2469-2478, 9 2015.
[64] R. G. Almeida i J. A. P. Lopes, »Participation of Doubly Fed Induction Wind Generators in
System Frequency Regulation,« IEEE Transactions on Power Systems, svez. 22, pp. 944-
950, 8 2007.
[65] Z. Wu, W. Gao, J. Wang i S. Gu, »A coordinated primary frequency regulation from
Permanent Magnet Synchronous Wind Turbine Generation,« u 2012 IEEE Power
Electronics and Machines in Wind Applications, Denver, 2012.
103
IZVJEŠTAJ/v.1.0
[66] K. V. Vidyanandan i N. Senroy, »Primary frequency regulation by deloaded wind turbines
using variable droop,« IEEE Transactions on Power Systems, svez. 28, pp. 837-846, 5 2013.
[67] M. Abbes i M. Allagui, »Participation of PMSG-based wind farms to the grid ancillary
services,« Electric Power Systems Research, svez. 136, pp. 201-211, 7 2016.
Recommended
