HRO CIGRE ZBORNIK

www.hro–cigre.hrhrvatski ogranak međunarodnogvijeća za velike elektroenergetskesustave – CIGRÉUesulerasktvtarnovoaetneežergnejetskogUrednik:Tomislav PlavšićZagreb, 2015.

Hrvatski ogranak Međunarodnog vijeća za velike elektroenergetske sustave – CIGRÉSerija internetskih izdanja zbirnih knjiga referata (ZK)Tomislav Plavšić (urednik)Uravnoteženje elektroenergetskog sustavaZK-01/2015

ImpressumTomislav Plavšić (urednik)Uravnoteženje elektroenergetskog sustava1. internetsko izdanjeNakladnikHrvatski ogranak Međunarodnog vijećaza velike elektroenergetske sustave – CIGRÉHR-10000 Zagreb, Berislavićeva 6Urednikdr. sc. Tomislav PlavšićURL: http://www.hro-cigre.hr/Datum objavljivanja na mreži: 15. 04. 2015.ISBN: 978-953-8041-04-4Nijedan dio ove knjige ne smije se umnožavati, fotokopirati ni na bilo koji način reproducirati beznakladnikovog pismenog dopuštenja.Nakladnik ne preuzima odgovornost za točnost sadržaja autorskih radova objavljenih u ovojpublikaciji.

Str. iSadržajSavjetovanje Oznaka u Naslov / autori Str./Simpozij zborniku PORUKA GLAVNOG TAJNIKA HRO CIGRÉ iv Božidar FILIPOVIĆ-GRČIĆ PREDGOVOR v Tomislav PLAVŠIĆ4. R34-05 PODFREKVENCIJSKO RASTEREĆENJE EES-A HRVATSKE 1Savjetovanje Igor KUZLE, Sejid TEŠNJAK5. R39-12 ROTIRAJUĆA PRIČUVA U UVJETIMA TRŽIŠTA ELEKTRIČNOM ENERGIJOM 11Savjetovanje Igor KUZLE, Sejid TEŠNJAK, Tomislav TOMIŠA6. PRIMJENA PREPORUKA UCTE-A U SUSTAVU SEKUNDARNE REGULACIJE SNAGE I 22Savjetovanje FREKVENCIJE U NACIONALNOM DISPEČERSKOM CENTRU ZAGREB C2-03 Aldis ČERNICKI MIJIĆ, Nela BILČAR, Šime RADIĆ6. C2-08 PODFREKVENTNO RASTEREĆENJE U EES BIH 29Savjetovanje Nikola RUSANOV, Husnija FERIZOVIĆ SUSTAV SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE U 39 TRŽIŠNIM UVJETIMA6. Simpozij 1-08 Aldis ČERNICKI MIJIĆ, Branko HORVAT, Milan STOJSAVLJEVIĆ, Darko NEMEC8. PILOT-PROJEKT TRŽIŠTA ENERGIJOM URAVNOTEŽENJA U JUGOISTOČNOJ 46Savjetovanje EUROPI C5-09 Silvio BRKIĆ, Silvia PILIŠKIĆ, Damjan MEĐIMOREC, Uroš SALOBIR, Darko KRAMAR8. PRIMJENA NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA NA TRŽIŠTU ELEKTRIČNE 54Savjetovanje ENERGIJE C5-14 Tanja MARIJANIĆ, Damir KARAVIDOVIĆ8. POLOŽAJ KUPACA ELEKTRIČNE ENERGIJE U NOVONASTALIM UVJETIMA NA 64Savjetovanje TRŽIŠTU C5-07 Robert BARIČEVIĆ, Ana ŠKARIĆ, Vida JURKOVIĆ ŽUVELA MEHANIZMI URAVNOTEŽENJA – TRENUTNO STANJE I MOGUĆNOSTI 72 UNAPREĐENJA8. Simpozij 2-02 Tomislav CEROVEČKI, Silvia PILIŠKIĆ8. Simpozij 2-03 URAVNOTEŽENJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA U TRŽIŠNIM UVJETIMA 80 Šime RADIĆ9. C2-07 MEHANIZAM URAVNOTEŽENJA ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA S VISOKIM 87Savjetovanje UDJELOM INSTALIRANE SNAGE U VJETROELEKTRANAMA Tomislav CEROVEČKI, Dalibor MANDIR

Str. ii9. C5-05 CIJENA ELEKTRIČNE ENERGIJE URAVNOTEŽENJA 97Savjetovanje Marijan MAGDIĆ9. Simpozij 2-08 TRŽIŠNI ASPEKTI POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I URAVNOTEŽENJE EES-A 103 Boris MARKOTA, Ivan UBREKIĆ, Ana HORVAT PRIJEDLOG PRAVILA PRIMJENE NADOMJESNIH KRIVULJA OPTEREĆENJA 113 KARAKTERISTIČNIH SKUPINA KUPACA NA HRVATSKOM TRŽIŠTU ELEKTRIČNE9. Simpozij 2-09 ENERGIJE Minea SKOK, Dino MILETA, Damir KARAVIDOVIĆ, Tanja MARIJANIĆ10. NJEMAČKI MODEL OPTIMIRANJA AKTIVIRANJA AGREGATA U SEKUNDARNOJ 124Savjetovanje REGULACIJI UNUTAR RAZLIČITIH KONTROLNIH PODRUČJA C2-14 Mario PRINCIP, Marinko ROGIĆ10. C2-22 HIJERARHIJA PROVOĐENJA SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I DJELATNE 134Savjetovanje SNAGE RAZMJENE U HRVATSKOM EES-U Krešimir VRDOLJAK, Branko HORVAT, Aldis ČERNICKI-MIJIĆ, Hrvoje VUKASOVIĆ10. C5-03 MOGUĆNOSTI PREKOGRANIČNE RAZMJENE REGULACIJSKIH REZERVI I ENERGIJE 144Savjetovanje URAVNOTEŽENJA IZMEĐU REGULACIJSKIH PODRUČJA Mario PRINCIP, Boris MARKOTA, Vladimir GRUJIĆ PRIJEDLOG ZA SIGURNO I EKONOMIČNO VOÐENJE EES-a PUTEM 15-MINUTNIH 154 INTERVALA PLANIRANJA RADA PROIZVODNIH OBJEKATA10. Simpozij 1-12 Tomislav PLAVŠIĆ, Danko BLAŽEVIĆ, Zoran BUNČEC PRIMARNA REGULACIJA FREKVENCIJE U EES S VELIKIM UDJELOM 163 VJETROELEKTRANA10. Simpozij 1-16 Elvisa BEĆIROVIĆ, Jakub OSMIĆ, Mirza KUŠLJUGIĆ, Nedjeljko PERIĆ URAVNOTEŽENJE ELEKTROENERGETSKOG SUSTAVA I OBRAČUN ENERGIJE 173 URAVNOTEŽENJA10. Simpozij 2-0B Lahorko WAGMANN, Željko RAJIĆ, Srđan ŽUTOBRADIĆ, Davorin BRKIĆ OBLICI NACIONALNIH TRŽIŠTA POMOĆNIH USLUGA SUSTAVA I ELEKTRIČNE 193 ENERGIJE URAVNOTEŽENJA10. Simpozij 2-08 Ana HORVAT, Niko MANDIĆ, Boško MILEŠEVIĆ11. MODERNIZACIJA SUSTAVA SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE 202Savjetovanje RAZMJENE HRVATSKOG EES-A C2-04 Krešimir VRDOLJAK, Aldis ČERNICKI-MIJIĆ, Krešimir MESIĆ11. C5-02 TRŽIŠNI MODELI POMOĆNIH USLUGA NA PODRUČJU SREDNJE EUROPE 212Savjetovanje Siniša PIPLICA, Marin PLEČKO, Ana HORVAT SEDLIĆ,Boris MARKOTA11. OBRAČUN ENERGIJE URAVNOTEŽENJA NA HRVATSKOM TRŽIŠTU ELEKTRIČNE 222Savjetovanje ENERGIJE C5-12 Minea SKOK, Tomislav BARIČEVIĆ11. UPOZNAVANJE KARAKTERISTIKA POTROŠNJE I DEFINISANJE ZAMJENSKIH 232Savjetovanje KRIVIH OPTEREĆENJA – JP ELEKTROPRIVREDA BiH D.D. SARAJEVO C5-13 Meliha DŽIZIĆ, Elvisa BEĆIROVIĆ, Nedžad HASANSPAHIĆ VERIFIKACIJSKI POSTUPCI ZA PRUŽATELJE POMOĆNIH USLUGA NA PODRUČJU 241 SREDNJE EUROPE11. Simpozij 2-08 Siniša PIPLICA, Marin PLEČKO, Silvia PILIŠKIĆ

Str. iiiSavjetovanja i simpoziji HRO-CIGRÉ na kojima su prihvaćeni i izloženi radovi iz ove knjige: - 4. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 17. - 21. listopada 1999. - 5. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 4. - 8. studenoga 2001. - 6. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 9. - 13. studenoga 2003. - 6. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat, 7. - 10. studenoga 2004. - 8. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 4. - 8. studenoga 2007. - 8. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Cavtat, 9. - 12. studenoga 2008. - 9. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 8. - 12. studenoga 2009. - 9. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Zadar, 8. - 10. studenoga 2010. - 10. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 6. - 10. studenoga 2011. - 10. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Opatija, 11. – 14. studenoga 2012. - 11. savjetovanje HRO CIGRÉ, Cavtat, 10. - 13. studenoga 2013. - 11. simpozij o sustavu vođenja EES-a, Opatija, 10. – 12. studenoga 2014.Tehnička napomena:Kako je ova knjiga sastavljena od pojedinačnih članaka objavljenih u zbornicima gore navedenih skupova, koji su vjernoreproducirani u obliku u kojem se pojavljuju u njima, što uključuje i numeraciju stranica iz tih zbornika, zbog lakšegsnalaženja čitatelja prilikom traženja članaka u Sadržaju, numeracija stranica ove knjige načinjena je u formatu„Str. X“,u sredini uz gornji rub stranice, što se može vidjeti i na ovoj stranici.

Str. ivPoruka Glavnog tajnika HRO CIGRÉMisiju CIGRÉ možemo definirati kao primjenu znanstvenih metoda u rješavanju složenih problemavelikih elektroenergetskih sustava. HRO CIGRÉ kao član te velike međunarodne udruge u cijelostislijedi tu misiju. Odlukom o izdavanju zbornika u kojima su sabrani referati iz pojedinih područjaobjavljeni na savjetovanjima, simpozijima i kolokvijima posljednjih dvadesetak godina, HRO CIGRÉnastoji tu misiju dodatno popularizirati na način da svoju bogatu riznicu od nekoliko tisuća radovaučini dostupnom svim članovima. Posebno se želi omogućiti mladim članovima i članovimastudentima lakše snalaženje u velikom broju radova koji obrađuju specifične probleme EES-a.Urednici zbornika su naši najistaknutiji stručnjaci za pojedina područja, a selekcija radova je njihovizbor. Svi zbornici dostupni su na internetskom stranicama HRO CIGRÉ (http://www.hrocigre.hr/zbornici_radova).Glavni tajnik HRO CIGRÉDr. sc. Božidar Filipović-Grčić

Str. vPredgovorZbirna knjiga koja nosi naslov: „Uravnoteženje elektroenergetskog sustava“ skup je radovaodabranih sa savjetovanja i simpozija HRO CIGRÉ-a održanih u periodu od 1999. godine do 2014.godine, koji obrađuju tehničke i tržišne aspekte uravnoteženja elektroenergetskog sustava.Uravnoteženje elektroenergetskog sustava tema je koja u današnje vrijeme sve više zaokupljapažnju autora, a razloge takvog interesa treba tražiti u procesu liberalizacije elektroenergetskogsektora i uvođenju tržišnih mehanizama u poslove planiranja i vođenja elektroenergetskogsustava. Na temelju ove zbirne knjige za primijetiti je kako su radovi s kraja prošlog i početka ovogtisućljeća koncentrirani prvenstveno na tehnički aspekt uravnoteženja, dok u novije vrijeme tržišniaspekt postaje prevladavajući. Pri izboru radova urednik je nastojao obuhvatiti sve radove kojiimaju dodira s tematikom uravnoteženja, ali pazeći pri tome da područje uravnoteženja ipak budedominantno. Tako se s osnovnom temom isprepliću i područja pomoćnih usluga, regulacijsketehnike, obračuna odstupanja, obnovljivih izvora energije, nadomjesnih krivulja opterećenja. Sveove teme doprinose boljem razumijevanju mehanizama uravnoteženja elektroenergetskogsustava, bez kojih je nezamisliv i nemoguć pogon elektroenergetskog sustava te sigurna opskrbakupaca električnom energijom.Ovaj zbornik osim redovnih referata obuhvaća i jedan pozvani referat, bez kojeg obuhvatpredmetne tematike ne bi bio potpun. Najljepša hvala autorima na pisanju ovih referata i na trudukojeg su uložili te tako obogatili HRO CIGRÉ i domaću stručnu literaturu.Urednik knjigedr. sc. Tomislav PlavšićU Zagrebu, 15. travnja 2015.

Str. 1HRVATSKI KOMITET MEĐUNARODNE KONFERENCIJE 34-05ZA VELIKE ELEKTRIČNE SISTEME, ZAGREB, Berislavićeva 6ČETVRTO SAVJETOVANJECAVTAT, 17-21. listopada 1999.Mr.sc. IGOR KUZLE, dipl.ing.Prof. dr.sc. SEJID TEŠNJAK, dipl.ing.Fakultet elektrotehnike i računarstva Zagreb - Zavod za visoki napon i energetiku PODFREKVENCIJSKO RASTEREĆENJE EES-A HRVATSKE SAŽETAK Podfrekvencijsko rasterećenje vrlo je važan dio zaštite elektroenergetskog sustava (EES) odmogućeg raspada u slučaju većih poremećaja, koji za posljedicu imaju neravnotežu proizvodnje ipotrošnje djelatne snage. Da bi se razvio odgovarajući program za podfrekvencijsko rasterećenje,potrebno je istražiti dinamiku (prijelaznu, srednju te posebno dugotrajnu) EES-a pri normalnom pogonu,pri poremećajima u pogonu te u havarijskom režimu pogona. U tu svrhu potrebno je razviti odgovarajućesimulacijske modele EES-a. U radu se istražuje problem podfrekvencijskog rasterećenja EES-a Hrvatske,a pokušalo se odrediti parametre i opisati značajke koje bi program za podfrekvencijsko rasterećenjemorao imati da bi zadovoljio zahtjeve EES-a HEP-a. Postojeći program podfrekvencijskog rasterećenja unašem sustavu više ne odgovara u potpunosti stvarnom stanju EES-a, s obzirom na promjene koje su sedogodile u posljednih desetak godina. Nekoliko incidentnih situacija u proteklih nekoliko godina koje su zaposljedicu imale ispadanje dijelova EES-a Hrvatske pokazatelj su, da je postojeći program potrebnouskladiti sa stvarnim stanjem u sustavu. Općenito se, program za podfrekvencijsko rasterećenje moraperiodično usklađivati sa stanjem u sustavu, jer se konfiguracija sustava i opterećenje za pojedinapodručja mijenjaju (pojedini veliki potrošači prestaju s radom, a na drugim mjestima počinju s radom novipogoni). Ključne riječi: podfrekvencijsko rasterećenje, podfrekvencijski releji, frekvencija, djelatna snaga, dugotrajna dinamika UNDERFREQUENCY LOAD SHEDDING OF THE CROATIAN EPS ABSTRACT Underfrequency load shedding (ULS) is very important part of the electric power system (EPS)protection when possible outage is caused by disturbances with large non balance between active powergeneration and consumption. For the development of the adequate underfrequency load shedding scheme itis necessary to investigate EPS dynamics (transient, mid and long term) during normal EPS operation, duringsmall and large disturbances. That demands existence of EPS simulation models. In this paper weinvestigate problem of the underfrequency load shedding in Croatian EPS, propose characteristics of ULSscheme and determine parameters for it. Existing ULS scheme in the Croatian EPS don’t satisfy systemdemands because of changes happened in the past ten years. Several incidents occurred in few past years,which result in outage of parts of Croatian EPS and indicate that existing ULS scheme have to be upgraded.Generally, that necessities periodical upgrading of underfrequency load shedding scheme because of systemconfiguration and load change (some bigger consumers are disconnected and on the other location newloads are introduced). Key words: underfrequency load shedding, underfrequency relays, frequency, active power, long term dynamics 43

Str. 234-051. UVOD Tijekom normalnog rada elektroenergetskog sustava, ukupna mehanička snaga uvedena usustav proizvodnje jednaka je zbroju ukupne snage svih potrošača i ukupnih gubitaka snage u sustavu.Nerav-noteža između proizvodnje i potrošnje ima za posljedicu: − odstupanje frekvencije od nazivne, ako je prisutna neravnoteža djelatne snage, − odstupanje napona od nazivnog ako je prisutna neravnoteža jalove snage. Unatoč mjerama sigurnosti koje su obuhvaćene pri projektiranju pojedinog EES-a, u pogonuneizbježno dolazi do određenih težih ili lakših poremećaja čiji su uzroci najčešće: pogrešna rukovanja uvođenju sustava (ljudski čimbenik), greške u materijalu od kojeg su izrađeni pojedini elementi u sustavu,te mehanička i električka naprezanja elemenata EES-a. Pri nekim poremećajima dolazi do ispada poje-dinih proizvodnih jedinica ili do ispada važnijih prijenosnih elemenata. To ima za posljedicu veću neravno-težu između proizvodnje i potrošnje električne energije što uzrokuje pad frekvencije u EES-u. Ako nastaliporemećaj nije relativno velik, sustav će se stabilizirati u novoj radnoj točki na frekvenciji koja je nešto nižaod nazivne, u skladu sa svojom statičkom nadomjesnom karakteristikom svih agregata (slika 1).Frekvencija se na nazivnu vrijednost vraća djelovanjem sekundarne (f-P) regulacije koja će djelovati napovećanje proizvodnje regulacijskih elektrana u sustavu, te angažiranjem rotirajuće pričuve. Pri većim poremećajima frek-vencija može pasti do vrijednosti na kojima je ugrožen rad agregata (posebno u TE), što može uzrokovati raspad cijelog EES-a. Da bi se to spriječilo kao zaštitna mjera upotrebljava se podfrekvencijsko raste-rećenje sustava isključenjem određenog dijela potrošnje. Rasterećenje sustava izvodi se djelovanjem stvarna karakteristika podfrekvencijskih releja, koji su nadomjesni pravac osjetljivi na odstupanjeSlika 1 Stvarna i nadomjesna karakteristika svih agregata u EES-u frekvencije od nazivne vrijednosti (∆f releji) ili na brzinu promjene frekvencije (df/dt releji). Održavanje frekvencije u uskim granicama oko nazivne vrijednosti potrebno je zbog: − potrošača koji su dimenzionirani za određenu frekvenciju − uporabe frekvencije u svrhu mjerenja vremena ili trajanja neke radnje, − mogućnosti točno određene raspodjele opterećenja na pojedine agregate. Treba istaknuti da se frekvencija održava konstantnom uz određene tolerancije za prijelazne itrajnije poremećaje. Stoga održavanje frekvencije konstantnom, barem u prijelaznom stanju, nije nitimoguće, a niti potrebno. Ranije, kad su sustavi bili manji, trajnija odstupanja frekvencije od ± 1 Hz bila supodnošljiva. Danas su ta odstupanja u većini sustava ispod ± 0.1 Hz. U članku je dan pregled temeljnih značajki EES-a Hrvatske i postojećeg programa za podfrek-vencijsko rasterećenje, a istražena je dugotrajna dinamika sustava uz pretpostavljene poremećaje zarazne, očekivane, konfiguracije sustava. Odzivi frekvencije sustava predočeni su i komentirani sa i bezdjelovanja postojećeg programa za podfrekvencijsko rasterećenje. S obzirom na složenost predmetneproblematike, te uočene manjkavosti postojećeg programa za podfrekvencijsko rasterećenje u EES-uHrvatske istraživane su mogućnosti njegovog poboljšanja. Svrha rada nije bila definiranje točnih lokacija,razmještaja podfrekvencijskih releja, kao i točnih iznosa rasterećenja za svako čvorište sustava, nego sepokušalo ukazati na važnost podfrekvencijskog rasterećenja za poboljšanje stabilnosti sustava.2. MEĐUOVISNOST FREKVENCIJE I DJELATNE SNAGE Promjene frekvencije u EES-u, mogu se podijeliti na:− brze promjene umjerene jakosti, kao što su promjene koje nastaju tijekom prijelaznog stanja, vezane s promjenama brzine vrtnje generatora i uzrokovane neravnotežom momenata na osovini generatora,− relativno spore promjene svojstvene za sustav kao cjelinu i određene nadomjesnom konstantom tromosti svih strojeva u sustavu, te djelovanjem regulatora brzine, odnosno frekvencije.44

Str. 3 34-052.1 Regulacijska energija proizvodnje i potrošnje Nagib karakteristike svih regulatora u sustavu tj. nagib pravca koji tu karakteristiku predstavlja,može se definirati i omjerom promjene snage proizvodnje ∆Pg i njoj odgovarajuće promjene frekvencije ∆f.Taj se omjer naziva regulacijska energija proizvodnje Kg, a za sustav s fn = 50 Hz definira se izrazom (1):= ∆Pg n 2 ⋅ Pgni gdje je Pgni nazivna snaga, a bpi% postotna statičnost i-tog ∆f i =1 bpi % agregata u sustavu uz n agregata u sustavu.∑K g = (1) Mjerenjima je utvrđeno da je statičnost sumarne proizvodne karakteristike, tj. statičnost svih agregata u sustavuzajedno iznosi oko 15%, i znatno je veća od statičnosti svakog pojedinog agregata koja ne prelazi, kodagregata sa starijim regulatorima 5%, a kod onih s novijim regulatorima 1. Što je EES veći i njegova jestatičnost veća.Poput regulacijske energije proizvodnje Kg postoji i regulacijska energija potrošnje Kp.Snaga većine potrošača ovisi o frekvenciji, ali su pri tom razlike znatne. Prema ovisnosti djelatnesnage potrošača o frekvenciji Pp(f) potrošači se mogu podijeliti u nekoliko kategorija:− termički potrošači (rasvjeta, grijanje,...) čija snaga ne ovisi o frekvenciji,− elektromotorni pogoni i drugi potrošači čija snaga o frekvenciji može ovisiti - linearno (elevatori, dizala, dizalice,...), - kvadratno (gubici u mreži, mlinovi, crpke, - s trećom potencijom (ventilatora, centrifugalnih crpki, propulzivnih uređaja,...). Općenito se ovisnost ukupne snage opterećenja Pp u EES-u o frekvenciji f može izraziti prekopolinoma m-tog reda (2), gdje je Ppukn ukupna nazivna snaga svih potrošača u sustavu, a a0,…, am, sukoeficijenti predstavljaju udio pojedinih grupa potrošača u ukupnom opterećenju Pp uz nazivnufrekvenciju fn. ∑Pp = Ppukn  + f  f 2 + L +  f i L +  f m  ; m =1 (2) a0 a1 fn + a2 fn ai fn + am fn  i =0 ai  Regulacijska energija potrošnje Kp ima pozitivan iznos i definira se izrazom (3), a može se odreditimjerenjem, mada ima pokušaja da se ona definira i analitički. U svakom slučaju, ta je regulacijskaenergija znatno manja u odnosu na regulacijsku energiju proizvodnje. U stvarnosti vrijednost za Kp,najčešće je u opsegu od 1-2 postotaka smanjenja tereta po jednom postotku smanjenja frekvencije [2]. Tavrijednost varira tijekom dana i godišnjeg doba (zimi Kp obično ima nešto niže vrijednosti nego ljeti) uovisnosti o zastupljenosti pojedinih grupa potrošača. Kp = ∆Pp (3) ∆f Za analizu odnosa snaga/frekvencija, potrebno je poznavati zajedničko djelovanje (karakteristiku)svih generatora u sustavu. Pri tome se ne razmataju oscilacije među strojevima i utjecaji prijenosnogsustava. Ako se pretpostavi zajednički odziv svih generatora na promjenu opterećenja svi generatorimogu se nadomjestiti jednim, ekvivalentnim, nadomjesnim generatorom. Slično je ponašanje opterećenjau sustavu sumirani u jednu konstantnu, regulacijsku energiju potrošača Kp, a ∆Pt predstavlja ukupnupromjenu opterećenja u sustavu. Složena karakteristika snaga/frekvencija EES-a ovisi o sumarnomučinku prigušenja svih generatorskih regulatora brzine vrtnje. Ona također ovisi o frekvencijskimkarakteristikama svih potrošača u sustavu. Za sustav s n generatora i nadomjesnom regulacijskomenergijom potrošača Kp, odstupanje frekvencije od nazivne vrijednosti (∆fSS) slijedi sumarnu promjenuopterećenja ∆Pt u sustavu prema (4): ∆fSS = −∆Pt = −∆Pt (4) ( 1 + 1 + ..... + 1 ) + K p 1 + Kp bp1 bp2 bpn bpeqgdje je bpeq nadomjesna statička karakteristika cijelog EES-a, pa je karakteristika ukupnog frekvencijskogodziva sustava jednaka: K = −∆Pt =1 + Kp = Kg + Kp (5) ∆fSS bpeq 45

Str. 434-05 Regulacijska energija sustava K izražava se u MW/Hz, a često se naziva i krutost sustava. Učincistatičnosti regulatora i osjetljivosti tereta na promjenu frekvencije mreže predočeni su na slici 2. Povećanje opterećenja u sustavu za ∆Pt (pri nazivnoj frekvenciji) rezultira povećanjem ukupne proizvodnje za ∆Pg (djelovanje regulatora). Može se uočiti da je iznos promjene proizvodnje ∆Pg manji od ukupne promjene opterećenja ∆Pt , što je posljedica smanjenja ukupnog opterećenja za ∆Pp nastalog zbog ovisnosti snage opterećenja o Slika 2 Zajednička karakteristika opterećenja i proizvodnje frekvenciji.3. ANALIZA PROCESA PROMJENE FREKVENCIJE SUSTAVA Proces promjene frekvencije sustava ovisi o mjestu i veličini poremećaja, kao i o dinamičkimprocesima u sustavu. Brzina promjene i stupanj sniženja frekvencije ovise o: − iznosu nastalog manjka snage u sustavu, − konstante tromosti EES-a (sumarno svih agegata u sustavu), − raspoloživoj rotirajućoj pričuvi kao i brzini njenog mogućeg angažiranja, − regulacijskim energijama Kp i Kg u EES-u tj. o sumarnoj regulacijskoj energiji sustava K. Propad i brzina padanja frekvencije EES-a je veća, što je veći manjak snage u sustavu i što jemanja regulacijska energija potrošnje Kp (slika 2). Npr. ako bi u sustavu postojali samo termički potrošači(potrošnja ne ovisi o frekvenciji, tj. ne smanjuje se sa smanjenjem frekvencije, Kp = 0), nakon poremećajabilo bi nemoguće uspostaviti novu radnu točku EES-a jer bi ∆f →∞. To znači da bi bez regulacije i regula-cijske energije sustava frekvencija u EES-u bila nestabilna i pojava bilo koje neravnoteže snaga u sustavu∆P dovela bi do narušavanja stabilnog rada EES-a.3.1 Brzina pada frekvencije Za učinkovitu uporabu podfrekvencijskih releja neophodno je istražiti brzinu pada frekvencije zarazličite vrijednosti nedostatka snage. Osim toga mora se poznavati mogućnost povećanja proizvodnjeelektrične energije i jačina nastalog poremećaja. Najteži poremećaji mogu uzrokovati odjeljivanje sustavau zasebne cijeline s manjkom proizvodnje ili potrošnje. Za sustav u otočnom radu u kojem je manjakproizvodnje, uvodi se pojam postotnog preopterećenja sustava (Pu%), pri čemu se razlikuje izazvano istvarno preopterećenje koje se računa prema izrazu (6). Brzina pada frekvencije proporcionalna je manjku djelatne snage i točnost proračuna odzivafrekvencije generatora ovisit će o točnosti utvrđivanja manjka. Brzina pada frekvencije ovisit će označajkama turbinskih regulatora, trenutnom opterećenju mreže, tromosti sustava i o regulacijskoj energijipotrošača Kp. Ako je manjak električne snage (∆P) malen, tada u vremenu od nekoliko sekundi samiturbinski regulatori povećaju dotok pare ili vode kroz turbinu, naravno, ako postoji dovoljno snage naraspolaganju. Kao što je već opisano, zbog regulacijske energije potrošača Kp (u literaturi se naziva ikoeficijent samoregulacije) pri smanjenju frekvencije EES-a smanjuje se i iznos električne snage potrebanza opskrbu potrošača. Vremenska promjena frekvencije računa se prema izrazu (7) [6]:Pu % = Pt − Pg ⋅100 [%]= ∆P ⋅100 [%] (6) ∆f = ∆p 1 − e −t  , Tp = 2H (7) Pg Pg Kp Tp  Kpgdje su manjak snage u sustavu ∆p i regulacijska energija potrošnje Kp zadani u p.u. vrijednostima. Možese uočiti da u konačnici izraz (7) prelazi u izraz (3). Bitno je napomenuti da je izraz (7) pojednostavljen jeru njemu nije uzeto u obzir postojanje rotirajuće pričuve u sustavu. Na slici 3 predočene su karakteristike različitih smanjenja snage opterećenja sustava uzrokovanihsmanjenjem frekvencije koje je nastalo zbog 30%-tnog preoterećenja sustava uz pretpostavku da senapon EES-a ne mijenja. Pad frekvencije u EES-u bit će manji što je veći postotak rotirajuće pričuve usustavu. Obično se za sustav uzima obvezna pričuva od 5 % ukupne angažirane snage i ona seravnomjerno raspodjeljuje po svim proizvodnim jedinicama. Minimalna rotirajuća rezerva u EES-u trebala46

Str. 5 34-05bi biti najmanje jednaka snazi najveće proizvodne jedinice u sustavu. Ako u sustavu postoji rotirajuća 50 pričuva [8], onda se ona automatski starta djelovanjem primarnih regulatora brzine 49 agregata. U tom bi se slučaju dinamička Kp = 4 H=7s 48 H=4s promjena frekvencije sustava uzrokovana 47 manjkom snage, nastalim zbog poremećaja,frekvencija (Hz) određivala prema izrazu (8). 46 Općenito, može se zaključiti da u 45 Kp = 2 slučaju manjka snage u EES-u i time 44 uzrokovanog sniženja frekvencije, snage 43 rotirajućih pričuva angažiraju se proporcio- nalno vremenima odziva turbinske regula- cije 42 (2-5 s kod turboagregata i 5-20 s kod 41 Kp = 1 hidroagregata). Za turboagregate proces 40 brzog povećavanja snage nešto je složeniji 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 nego kod hidroagregata. Vrijeme povećanja vrijeme (s) trajnije proizvodnje turboagregata je zbogSlika 3 Smanjenje opterećenja pri smanjenju frekvencije sporog povećanja dobave goriva i vode prilično veliko (do nekoliko desetaka minuta).Dok je kratkotrajno povećanje snage agregata korištenjem akumulirane energije pare, moguće skorotrenutno (kod većine turboagregata snaga generatora se može automatski podići za 5-8 % uz smanjenjetlaka pare, uz uvijet da primarni regulatori u TE nisu blokirani). Za EES Hrvatske to znači da bi priporemećaju u ovisnosti o režimu rada, TE trenutno (oko 5 s) mogle dati od 40 - 60 MW što bi znatnosmanjilo brzinu snižavanja frekvencije sustava, zbog čega možda ne bi došlo do proradepodfrekvencijskog rasterećenja u EES-u, jer se već nakon 5 s počinje povećavati proizvodnja u HE. f (t )=fn ⋅  − Pg ∆P ⋅bp ⋅bp − 2 ⋅ e −α ⋅t ⋅ A 2 +B 2 ⋅ ∆P ⋅ cos(C ⋅t +ϕ ) (8) 1 +Pp0 ⋅Kp H   ( )A= − bp ⋅ H Pg 1  1 −1 2 ∆P = Pg − Pp0 2 ⋅ Pg +K ' p ⋅bp ⋅ TSM 4 TSM Tf C= bp ⋅H − ⋅ 1  1 +1  2 TSM Tf( ( ) )B α = ⋅ = 1  bp ⋅ H +K 'p ⋅TSM  K ' p = K p ⋅ Pp0 ϕ=arctg B 2⋅C  2 ⋅TSM ⋅ Pg +K 'p ⋅bp −1 A  H  Tf = K p ⋅ Pp04. TEMELJNE ZNAČAJKE PODFREKVENCIJSKOG RASTEREĆENJA U EES-U Princip podfrekvencijskog rasterećenja predočen je na slici 4. U trenutku pojave manjka snage(točka 1) frekvencija sustava se počinje smanjivati. Bez upotrebe podfrekvencijskog rasterećenjafrekvencija bi se mijenjala prema krivulji koja prozlazi kroz točke 1-2-3’. Ako u točki 2 (pri frekvenciji fa) djeluje prvi stupanj rasterećenja nakon vremena ∆ta (vrijeme djelovanja releja + vrijeme djelovanja prekidača) isključit će se dio potrošnje predviđen za isključenje u tom stupnju. Posljedica tog rasterećenja je usporenje pada frekvencije prema krivulji koja prolazi kroz točke 1-2-3-4-5-5’. Kako i dalje postoji manjak snage na frekvenciji fb djeluje drugi stupanj podfrekvencijskog rasterećenja i nakon vremena ∆tb isključuju se potrošači predviđeni za isključenje u drugom stupnju. S obzirom da u sustavu više ne postoji značajniji manjak snage Slika 4 Princip podfrekvencijskog rasterećenja 47

Str. 634-05frekvencija EES-a počinje rasti prema krivulji koja prolazi kroz točke 1-2-3-4-5-6. Pri određivanju broja stupnjeva koji će se koristiti za podfrekvencijsko rasterećenje bitna je razlikafrekvencija prorade susjednih stupnjeva tj. stupanj selektivnosti, a izačunava se prema (9). Najčešće jestupanj selektivnosti jednak za sve stupnjeve programa podfrekvencijskog rasterećenja. Ako su poznatefrekvencije djelovanja prvog i N-tog stupnja broj stupnjeva se određuje iz (10).∆fs = fi −fi +1 = 2 ⋅ ∆fgr + ∆f (9) N = f1−fN + 1 (10) ∆fs4.1 Rasterećenje sustava Na slici 5 predočena je ovisnost frekvencije o iznosu preopterećenja u sustavu uz različitekonstante tromosti EES-a [1]. Preopterećenje sustava računa se prema izrazu (6), a pretpostavljeno je da u razmatranom vremenskom periodu nema povećanja snage proizvodnih jedinica u EES-u. Osim toga, pretpostavljena regulacijska energija potrošača je Kp = 2%. Smanjenje frekvencije u ovisnosti o iznosu preopterećenja PU (p.u.) uz različite regulacijske energije potrošnje računa se prema izrazu (11), a tako dobivene krivulje predočene su na slici 6 [1].  1+ K p − 1 ⋅ PU   fu = fn ⋅  K p  (11)    1 + PUSlika 5 Ovisnost frekvencije o preopterećenju i   konstantama tromosti sustavaSlika 6 Ovisnost frekvencije o preopterećenju Slika 7 Brzina promjene derivacije frekvencije i regulacijskim energijama potrošnje za različita preopterećenja i konstante tromosti Na slici 7 predočene su krivulje brzine promjene frekvencije (df/dt) za različita preopterećenja EES-ate konstante tromosti. U praksi brzina promjene frekvencije najčešće je manja od 2 Hz/s, a samo za velikeporemećaje je oko 3 Hz/s [1]. Zbog ovisnosti veličine rasterećenja o manjku snage korisno je “odbaciti“ male potrošače, tedostići ravnotežu. Za cjelovito određivanje iznosa rasterećenja potrebno je istražiti sustav, te odreditimogućnosti razdvajanja mreže na podsustave. U svakom podsustavu potrebno je odrediti maksimalnopreopterećenje u slučaju kojeg se taj dio mreže može “spasiti“ od sloma frekvencije pomoću rasterećenja.Potrebno rasterećenje PD može se dobiti iz izraza (12): PU 1 − f  Uvrštavanjem maksimalnog preopterećenja, regulacijske 1+ PU fn − Kp energije potrošača Kp i minimalno dozvoljene frekvencije f, a iznos snage opterećenja koja se isključuje u pojedinom stupnjuPD = 1 − f  (12) (j) određuje se iz jednadžbe: fn 1− Kp ( ) ∑∆Pij = 2 ⋅ K p ⋅ 1− j −1  (13) 1 fu −f j ⋅ ∆Pi48

Str. 7 34-054.2 Kategoriziranje potrošača prema redosljedu isključenja Snaga koja se isključuje raspodjeljuje se na potrošačka čvorišta u EES-u. Zbog što boljegkategoriziranja potrošača isključenje se realizira na naponskoj razini 35 kV ili čak i na 10 ili 20 kV. Uovisnosti o troškovima koji nastaju kao posljedica isključenja potrošači se mogu svrstati u sljedećekategorije: 1. Potrošači kod kojih nema troškova u proizvodnji uslijed isključenja. 2. Potrošači kod kojih su štete nastale isključenjem linearno proporcionalne vremenu trajanja isključenja, 3. Potrošači kod kojih nastaju i indirektne štete zbog prekida napajanja, 4. Potrošači od većeg društvenog značaja (bolnice, pošte, TV, saobraćaj i sl.) koji imaju prednost. Za određeni EES kategoriziranje se može provesti prema minimalnoj šteti ili prema ekonomskimprincipima gdje je moguće da se neki potrošači iz točke 4 isključuju prije potrošača iz točke 2.5. RAZVOJ PROGRAMA ZA PODFREKVENCIJSKO RASTEREĆENJE Neophodni proračuni za izradu programa za podfrekvencijsko rasterećenje trebali bi sadržavati: 1. Određivanje karakterističnih normalnih pogonskih režima EES-a. 2. Određivanje mogućih težih poremećaja u sustavu i mogućeg manjka snage za svaki taj poremećaj. 3. Određivanje sumarne snage rasterećenja (PD) za svako pogonsko stanje. 4. Određivanje snage rasterećenja (PDk) koja se isključuje u pojedinim čvorištima u EES-u. 5. Određivanje proradne frekvencije prvog i posljednjeg stupnja. 6. Određivanje broja stupnjeva i postotka snage isključenja po pojedinom stupnju. 7. Raspoređivanje stupnjeva podfrekvencijskog rasterećenja po čvorištima sustava. Razvoj odgovarajućeg programa za podfrekvencijsko rasterećenje zahtjeva dobro poznavanjedinamičkih značajki proizvodnje i opterećenja u sustavu. Zbog toga je neophodno provesti veći broj raznihsimulacija koje bi kao rezultat trebale dati značajne informacije poput: − brzine i iznosa promjene frekvencije sustava pri raznim poremećajima i konfiguracijama EES-a, − preporučljivog razmještaja podfrekvencijskih releja u sustavu, − svojstva podfrekvencijskog rasterećenja po područjima u EES-u, − učinka raspoložive rotirajuće rezerve pri različitim vrijednostima nedostatka snage u sustavu. Temeljno pitanje na koje treba odgovoriti je kada, gdje, kako te do koje mjere se mora upotrijebitipodfrekvencijsko rasterećenje. Nužno je osigurati se protiv neželjenog djelovanja rasterećenja (npr. zaporemećaje pri kojima će EES \"preživjeti\" uslijed vlastitog ustrojstva i tromosti). Gornji stupanj rastere-ćenja trebao bi biti postavljen što je moguće niže, da bi se izbjeglo nepotrebno djelovanje, a opet dovoljnovisoko, da nezavisno od toga da li se pad frekvencije događa brzo ili sporo tijekom poremećaja, omogućirasterećenje, u tom stupnju ili u kombinaciji s nižim stupnjevima. Na taj se način frekvencija sustava možeponovo podići iznad 49 Hz što je granica za nesmetano funkcioniranje proizvodnog sustava. Istovremenose mora zadovoljiti uvjet da se ne isključi nepotrebno veliki teret. Najniži stupanj rasterećenja trebao bi bitiizabran dovoljno visoko da se rasterećenje u tom stupnju završi prije nego što dođe do ispada elektrana.6. PODFREKVENCIJSKO RASTEREĆENJE U EES-U HRVATSKE U EES-u Hrvatske instalirano je oko 150 podfrekvencijskih releja (Slavonija 30 releja, Primorje i Istra25 releja, Dalmacija 34 releja, sjeverozapadna Hrvatska 58 releja). U tablici 1 predočene su glavne značajkeprograma prema stanju 1990 godine, koje vrijedi i danas. Rasterećenje se obavlja u četiri stupnja.Tablica 1 Plan podfrekvencijskog rasterećenja za EES HEP-e STUPANJ I (49.2 Hz) II (48.8 Hz) III (48.4 Hz) IV (48.0 Hz) UkupnoSpecijalni potrošači 177.00 MW 96.20 MW - - 273.20 MW 1117.41 MW Distribucija 84.02 MW 310.34 MW 366.20 MW 356.69 MW 1390.61 MW UKUPNO HEP 261.02 MW 406.54 MW 366.20 MW 356.69 MW Snaga ukupnog rasterećenja iznosi 55 % snage opterećenja u sustavu prije nastanka poreme-ćaja. U I stupnju isključuje se 10 % opterećenja, a na sljedećim stupnjevima po 15 %. Za rasterećenjekoristi se 6 tipova releja i to: F-1141, FCX-103, FR-101, TFF-60, TZF-6031 i TZF-6041. To su sve statički 49

Str. 834-05releji zadovoljavajuće kvalitete, osim releja FR 101 koji je kombinacija statičkog i elektromehaničkogreleja (stariji i nepouzdaniji tip releja). U sustavu Hrvatske nema ugrađenih releja koji djeluju na brzinupromjene frekvencije (df/dt releji), a nije ugrađen ni veći broj digitalnih podfrekvencijskih releja. U sustavusigurno postoji određeni broj neispravnih podfrekvencijskih releja, pa bi bila preporučljiva njihova zamjenaodgovarajućim mikroprocesorskim relejima.6.1 Analiza postojećeg sustava za podfrekvencijsko rasterećenje u EES-a Hrvatske Ako se analizira postojeći program za podfrekvencijsko rasterećenje i usporede vrijednostiopterećenja pojedinih čvorišta, prikupljenih za pojedina područja, uočava se da program rasterećenjadijelom ne odgovara stvarnom stanju u sustavu. U pojedinim područjima neki veliki potrošači prestali su sradom, a potrebno je uzeti u obzir i novonastale prilike u EES-u (ratna razaranja te obnovu i izgradnjunovih pogona). Ocjena je da treba provesti temeljitu analizu trenutnog stanja u sustavu i prikupitirelevantne podatke za pojedina potrošačka područja, a postojeći program podfrekvencijskog rasterećenjapotrebno je revidirati, te promjeniti udešenja i određeni broj neispravnih podfrekvencijskih releja. Iako dijeljenje hrvatskog EES-a na podsustave nije preporučljivo, zbog njegove veličine i zbogneravnomjerne raspodjeljenosti proizvodnih i potrošačkih čvorišta. Uočava se da je moguće razdvajanjesustava na dva podsustava i to na području između Zagreba i Rijeke. Na taj način dobio bi se sjeverni i južnipodsustav koji su u normalnom pogonu povezani s 400 kV dalekovodom Tumbri - Melina, 220 kVdalekovodom Mraclin - Brinje, i s dva 110 kV dalekovoda Švarča - Delnice i Gojak - Vinodol. Uslijed relativnoslabe poveznosti hrvatskog EES-a moguća je i podjela sjevernog i južnog podsustava na još dva dijela. Razmatranjem poremećaja od 30.03.1995. godine (11h i 17 min.) kada je došlo do rušenjapomoćnih sabirnica 400 kV u TS Tumbri pokušat će se ocjeniti postojeći program za podfrekvencijskorasterećenje. Tada su uslijed trajnog kratkog spoja na 400 kV razini iz pogona su “ispali“ svi 400 kV-nidalekovodi prema TS Tumbri. Zbog toga je došlo do preraspodjele prijenosa snage na niže naponskerazine 220 kV i 110 kV, koji su uslijed preopterećenja, također ispali iz pogona. Nastala neravnotežaizmeđu proizvodnje i potrošnje u odvojenom sjevernozapadnom dijelu sustava uzrokovala je padfrekvencije ispod razine 47 Hz te “ispad” svih elektrana iz pogona i raspad tog podsustava. Potrebno je naglasiti ulogu podfrekvencijske zaštite u sjeveroistočnom dijelu EES-a koji se, njenimuspješnim djelovanjem, odvojio od ostatka sustava i koji je uz djelomično rasterećenje ostao u pogonu. Pritome su TE-TO i PTE (agregat 1) u Osijeku ostali su u otočnom radu na dio potrošača grada Osijeka štoje omogućilo brzu sinkronizaciju agregata 2 u PTE Osijek te interventnih elektrana u Slavonskom Brodu iVinkovcima čime se smanjio iznos rasterećenja i ubrzalo ponovno uspostavljanje cjelovitosti sustava. Bitno je uočiti da se uslijed poremećaja EES-a Hrvatske podjelio prvo na dva podsustava (sjeverni ijužni), a naknadno djelovanjem podfrekvencijskih releja sjeverni se sustav razdvojio na zapadni i istočni dio.Zapadni dio južnog podsustava ostao je u pogonu jer je preko 400 kV dalekovoda TS Melina – TS Divačaostao povezan na UCPTE, a područje Dalmacije je u to vrijeme radilo izolirano od ostalog EES-a.7. PRORAČUN I ANALIZA FREKVENCIJE U PRIJELAZNIM I POSTPOREMEĆAJNIM STANJIMA Istraživano je ponašanje sustava pri višestrukim različitim poremećajima za različite konfiguracijeEES-a Hrvatske. Razmatran je otočni rad sustava kao i njegov rad paralelno sa sustavom UCPTE. Vodovii transformatori su u proračunima modelirani ekvivalentnim π shemama dok su opterećenja predstavljenakonstantnim impedancijama (kvadratna ovisnost o naponu). Za bilančna čvorišta, odabrana su TE Rijeka(u slučaju izoliranog rada EES-a Hrvatske) te TS Redipuglia i TS Kainachtal 400 kV koja pripadaju EES-uUCPTE (u slučaju paralelnog rada s UCPTE). Sinkroni generatori predstavljeni su subtranzijentnimmodelom 7. reda s 3 namota u d-osi i 2 namota u q-osi, te s pripadnim sustavima uzbude i brzine vrtnje.Konfiguracija sustava predstavlja maksimalnu mrežu (svi postojeći vodovi 110, 220 i 380 kV itransformatori su u pogonu, kao i sve raspoložive elektrane ali ne rade svi agregati). Proračuni su rađenina stanju sustava iz početka 1997. godine (dio 400 kV dalekovoda Tumbri–Ernestinovo iskorišten je zapovezivanje Mraclin–Đakovo na 220 kV razini, a sustav Dalmacije je povezan s južnim dijelom EES-aBiH). Iako je istraživano više slučajeva u članku su predočena samo dva uz identične poremećaje, bez isa uključenim postojećim podfrekvencijskim rasterećenjem:1. Slučaj 1: EES Hrvatske radi otočno. Sustav se sastoji od 198 čvorišta (31 PV, 166 PQ čvorišta i bilančnog čvorišta TE Rijeka), 302 voda i 71 transformatora. Snaga proizvodnje u sustavu je 2097 MW i 743 MVAr, a potrošnja je 2035 MW i 591 Mvar. Uz takove uvjete napon je niži od minimalno dozvoljenih 0.9 p.u. samo u 220 kV čvorištu Đakovo i iznosi 0.858 p.u. (188.81 kV).2. Slučaj 2: EES Hrvatske radi paralelno sustavu UCPTE. Veza je ostvarena modeliranjem dijela EES-a Slovenije i UCPTE (220kV i 400 kV razina). Sustav se sastoji od 221 čvorišta (33 PV, 186 PQ50

Str. 9 34-05 čvorišta uz bilančna 400 kV čvorišta TS Redipuglia i TS Kainachtal), 338 voda i 79 transformatora. Snaga proizvodnje u sustavu je 2627 MW i 804 MVAr, a potrošnja je 2562 MW i 654 Mvar. Uz takove uvjete napon je niži od minimalno dozvoljenih 0.9 p.u. također u 220 kV čvorištu Đakovo i 194.31 kV (nije modeliran 220 kV dalekovod TS Đakovo – TS Tuzla). To je bila realna vrijednost napona u tom čvorištu prije izgradnje kompenzacijskih uređaja u njemu (izgrađeni sredinom 1997. godine). Napon nigdje nije prekoračio dozvoljeno gornje ograničenje od 1.1 p.u. U oba istraživana slučaja prenosi se oko 500 MW snage iz južnog podsustava Hrvatske u sjevernipodsustav. Simulirani su isti poremećaji: − u trenutku 0.5 s od početka simulacije nastane tropolni kratki spoj na 400 kV dalekovodu TS Tumbri – TS Melina u blizini 400 kV sabirnica u TS Melina, − nakon 100 ms tj. 0.6 s od početka simulacije zaštita izbaci taj vod, pa se oko 350 MW koliko je prenosio taj vod preraspodjeljuje na niže naponske razine, − zbog preopterećenja nakon 2 s od početka simulacije zaštita prvo izbacuje 110 kV vodove između TS Pokuplje – TS Zdenčina i TS Pokuplje – TS Rakitje, te − nakon 3 s od početka simulacije ispada i 220 kV dalekovod RP Brinje – TS Mraclin. Na taj se način EES Hrvatske podijelio na dva podsustava: južni s viškom proizvodnje i sjeverni sviškom potrošnje. U slučaju paralelnog rada EES-a Hrvatske sa sustavom UCPTE, nema značajnijihproblema održanjem frekvencije nakon nastalih poremećaja, pa nije istraživan slučaj bez ugrađenogpodfrekvencijskog rasterećenja jer isto za istraživane poremećaje nije ni djelovalo. Zbog povezanosti sUCPTE sustavom koji u ovom slučaju drži frekvenciju EES-a Hrvatske “čvrstom” sustav se nakonporemećaja malo zanjiše i ostane stabilan. U slučaju izoliranog pogona EES-a Hrvatske, nastaleneravnoteže uzrokovale su slom frekvencije sjevernog podsustava zbog preoterećenja (slika 9), te pobjegfrekvencije zbog podopterećenja u južnom podsustavu (slika 10). Na slici 9 a) uočava se da uslijed poremećaja frekvencija u sjevernom podsustavu padne na 47.5Hz za nešto više od 1.2 s od trenutka ispada 220 kV dalekovoda RP Brinje – TS Mraclin. Skoro u istomvremenu frekvencija padne na tu vrijednost i u slučaju izoliranog pogona EES-a Hrvatske unatočdjelovanju postojećeg programa za podfrekvencijsko rasterećenje (slika 9 b). To se događa zbog toga jerje za istraživane poremećaje, a nakon ispada 220 kV dalekovoda RP Brinje – TS Mraclin gradijentfrekvencije vrlo velik i iznosi oko df/dt = 2.5 Hz/s, pa ugrađena podfrekvencijska zaštita ne stignepravovremeno djelovati i nije u mogućnosti spriječiti slom frekvencije u sjevernom podsustavu. Zbog toga,da bi se sustav osigurao od sloma frekvencije za takove slučajeve bilo bi dobro predvidjeti lokacije iistražiti djelovanje df/dt releja. Releji koji djeluju na brzinu promjene frekvencije obično se ugrađuju u prvom stupnju podfrek-vencijskog rasterećenja čime se usporava pad frekvencije u slučaju velikih poremećaja (s velikimnegativnim gradijentom promjene frekvencije) jer se omogućava pravovaljano djelovanje ∆f releja. Osimtoga, može se uočiti da se nakon nastanka tropolnog kratkog spoja, frekvencija u sustavu malo povisi teda se snaga elektrana u sustavu smanji. To se dešava zbog toga jer se zbog tropolnog kratkog spoja(idealni kratki spoj) napon u sustavu smanji. S obzirom da su potrošači u sustavu modelirani kaokonstantne impendancije, snaga im je ovisna u kvadratu napona, te se zbog smanjenja napona snagapotrošača još više smanji. U prvom trenutku nakon nastanka kratkog spoja generatori “osjete” tosmanjenje napona kao smanjenje snage potrošača, pa zbog nastale neravnoteže frekvencija u sustavumalo poraste.a) sjeverni podsustav b) južni podsustavSlika 8 Frekvencije generatora pri paralelnom pogonu EES-a Hrvatske i sustava UCPTE sa i bez djelovanja podfrekvencijskog rasterećenja 51

Str. 1034-05a) bez djelovanja podfrekvencijskog rasterećenja a) bez djelovanja podfrekvencijskog rasterećenjab) uz djelovanje podfrekvencijskog rasterećenja b) uz djelovanje podfrekvencijskog rasterećenja Slika 9 Frekvencije generatora u sjevernom Slika 10 Frekvencije generatora u južnom podsustavu EES- a HEP pri izoliranom pogonu podsustavu EES- a HEP pri izoliranom pogonu8. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA Istraživani poremećaji pokazuju da pri izoliranom radu sustava program za podfrekvencijskorasterećenje ne zadovoljava za veće poremećaje, a pri paralelnom radu sa UCPTE-om, također može bitivelikih problema u ovisnosti o opterećenosti spojnih vodova između sustava UCPTE i Hrvatske. Prekoistih vodova napaja se i EES Slovenije, a zbog održavanja spojni vodovi prema Hrvatskoj povremeno su uremontu. To sve smanjuje sposobnost sustava Hrvatske da ostane stabilan u slučaju većih poremećaja.Osim toga velikih problema može biti i u ovisnosti o opterećenju vodova unutar Hrvatske. Situacija će se značajnije popraviti povezivanjem sa elektroenergetskim sustavima Mađarske iostalih država nastalih raspadom bivše Jugoslavije. Dok se ne uspostave te veze potrebno je program zapodfrekvencijsko rasterećenje prilagoditi postojećem stanju, a trebalo bi razmisliti i o dodatnom stupnjutog programa koji bi bilo dobro realizirati df/dt relejima. LITERATURA[1] H.E. LOKAY, V. BURTNYK: \"Application of Underfrequency Relays for Automatic, Load Shedding\", IEEE Transactions on PAS, Vol. 87, No. 3, March 1968, pp 776-783[2] IEEE COMMITTEE REPORT: \"Survey of Underfrequency Relay Tripping of Load Under Emergency Conditions\", IEEE Transactions on PAS, Vol. 87, No. 5, May 1968, pp 1362-1366[3] I. KUZLE: \"Dinamički model podfrekvencijskog rasterećenja elektroenergetskog sustava\", Magistarski rad, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zavod za visoki napon i energetiku, Zagreb, Lipanj 1997.[4] R.M. MALISZEWSKI, R.D. DUNLOP, G.L. WILSON: \"Frequency Actuated Load Shedding and Restoration, Part I - Philosophy\", IEEE Summer Power Meeting and EHV Conference, Los Angeles, California, July 12-17, 1970[5] S.H. HOROWITZ, A. POLITIS, A.F. GABRIELLE: \"Frequency Actuated Load Shedding and Restoration, Part II - Implementation\", IEEE Summer Power Meeting and EHV Conference, Los Angeles, California, July 12-17, 1970[6] F. MOJEBI: \"A New Analytical Method for Calculating the Frequency Decreasing in Load Shedding Scheme\", 10th International Power System Conference (PSC’95), 6-8 November 1995, Teheran, Iran[7] V.A. VENIKOV: \"Transient Processes in Electrical Power Systems\", Mir Publishers, Moscow, 198052

Str. 11HRVATSKI KOMITET MEĐUNARODNOG VIJEĆA 39-12ZA VELIKE ELEKTRIČNE SISTEME, ZAGREB, Berislavićeva 6PETO SAVJETOVANJECAVTAT, 04. - 08. studenoga 2001.Mr. sc. Igor KuzleProf. dr. sc. Sejid TešnjakDoc. dr. sc. Tomislav TomišaFakultet elektrotehnike i računarstva Zagreb - Zavod za visoki napon i energetiku ROTIRAJUĆA PRIČUVA U UVJETIMA TRŽIŠTA ELEKTRIČNOM ENERGIJOM SAŽETAK Liberalizacijom tržišta električnom energijom uvodi se i tržište sistemskim (dodatnim) uslugamakoje operatori prijenosnih sustava moraju osigurati pod značajno drugačijim okolnostima nego što je tobilo u prošlosti. Pri tome se javljaju problemi određivanja načina mjerenja i naplate sistemskih usluga.Jedna od najznačajnijih sistemskih usluga je pogonska pričuva. Osiguravanje dovoljne količine pričuve uelektroenergetskom sustavu (EES) vrlo je važan dio preventivnih mjera s ciljem smanjenja rizika odmogućeg raspada u slučaju većih poremećaja. Temeljna namjena pričuve je održavanje ravnotežeizmeđu proizvodnje i potrošnje djelatne i jalove snage, te na taj način održavanje frekvencije i napona uEES-u u propisanim granicama. U sustavima u kojima je uvedeno tržište električnom energijom jeuočeno da pričuva ima značajan utjecaj na to tržište, tj. na cijenu električne energije. U radu su opisane sve vrste pričuve u EES-u, s težištem na pogonskoj te posebno na rotirajućojpričuvi. Opisane su klasične metode za određivanje iznosa potrebne rotirajuće pričuve kao i različitestrukture i organizacija tržišta rotirajućom pričuvom u EES-ima u svijetu. Ključne riječi: podjela pričuve u elektroenergetskom sustavu, rotirajuća pričuva, tržište rotirajućom pričuvom, sistemske usluge, cijena rotirajuće pričuve SPINNING RESERVE IN A COMPETITIVE ENERGY MARKET ABSTRACT Liberalisation of electric energy market causes an ancillary services market being established aswell. Newly conditioned, transmission system operators have to provide ancillary services under circum-stances, which are significantly changed than before. Selection of measurement methods and ancillaryservices payment arise as problems. Operational reserve stands for one of the most important ancillaryservices. By providing sufficient reserve in electric power systems (EPS), a very important part of preven-tative actions is ensured in order to decrease a risk of cascading outages in case of large disturbances.Basically, reserve margin is aimed to obtain balance between generation and consumption of active andreactive power, and to keep frequency and voltages in EPS within proposed limits. In deregulated sys-tems, it is recognised that reserve margin has had significant impact within energy market, e.g. on electri-cal energy price. In this paper, existing types of reserve in electric power system are discussed with emphasis onoperating and especially spinning reserve. Classical methods of spinning reserve determination are de-scribed as well as different market structures and organisation of spinning reserve in the world. Key words: classification of electric power system reserve, spinning reserve, spinning reserve market and costs, ancillary services 115

Str. 1239-121. UVOD Uvođenjem tržišta električnom energijom nastoji se povećati učinkovitost pogona EES-a tesmanjiti cijena električne energije. Konkurencija se podržava stvaranjem tzv. tržišta ukupne prodaje (eng.wholesale markets) koje uključuje trgovanje električnom energijom i trgovanje različitim sistemskimuslugama (rotirajuća pričuva, regulacija frekvencije i napona, itd.). Glavni kupac sistemskih usluga jenezavisni operater sustava (ISO) koji jamči tehničku sigurnost i pouzdanost rada EES-a, te propisujeminimalne zahtjeve za pristup mreži i njeno korištenje. ISO se mora ponašati neutralno inediskriminirajuće prema korisnicima prijenosne mreže. Dvije glavne zadaće operatora sustava jeodržavanje ravnoteže energije (izjednačavanje proizvodnje s potrošnjom u sustavu) i održavanjeravnoteže sustava (održavanje frekvencije i napona unutar propisanih ograničenja). U praksi je poznato nekoliko tipova ISO-a: neki su vlasnici prijenosnih kapaciteta, neki nisu, nekiuključuju burzu električne energije, neki ne. Moguće je izdvojiti dva ekstremna modela unutar kojih postojiširoka lepeza prijelaznih oblika, a to su: minimalistički i maksimalistički model ISO-a. Ulogaminimalističkog ISO-a ograničena je na osiguravanje pogona prijenosnog sustava temeljenog na voznomredu proizašlom na tržištu ukupne prodaje te na temelju bilateralnih ugovora. Tržištima ukupne prodaje ibilateralnim ugovorima se upravlja u dvjema odvojenim institucijama, tj. u instituciji za razmjenu snage(eng. Power Exchanges, PX) i instituciji za koordiniranje dispečinga (eng. Scheduling Coordinators, SC).Primjeri ovakve organizacije mogu se pronaći u Kaliforniji i Španjolskoj. Maksimalistički ISO, s drugestrane, osim nadzora sigurnosti sustava ima aktivnu ulogu na tržištima ukupne prodaje, tj. PX je takođerpodvrgnut ISO-u. Primjeri EES-a u kojima ISO igra glavnu ulogu na tržištu ukupne prodaje, a u određenojmjeri i na polju sigurnosti prijenosa električne energije su u Kanadskim državama Alberta i Ontario, aovakav model je predložen i za tržište električnom energijom u Meksiku. Tržišta električne energije i sistemskih usluga predstavljaju isklična tržišta (eng. spot market) gdjese ponude za proizvodnju i kupovinu djelatne snage te sistemske usluge predaju ISO-u. Na temelju tihponuda ISO određuje prodaju i kupovinu električne energije i sistemskih usluga te određuje konačnutržišnu cijenu (eng. market clearing price) po kojoj će se obaviti transakcije. Takvi tipovi tržišta obično suustrojeni dan unaprijed (eng. run in a day-ahead basis) što znači da se ponude predaju za sljedeći danprema utemeljenom vremenskom planu (najčešće satnom). ISO zatim izvodi optimizacijski postupak,kako bi odredio optimizirani vozni red i pripadne cijene uz uvažavanje sigurnosti pogona prijenosnemreže te utjecaja bilateralnih ugovora. Bilateralni ugovori su uobičajeni i dozvoljeni, a uspostavljaju seizmeđu dva partnera nezavisno od tržišta, a imaju fizički utjecaj na prijenosnu mrežu. Značajna prepreka učinkovitom funkcioniranju tržišta električne energije može proizlaziti i izrazličitih tarifa i poreza, u različitim sustavima interkonekcije, što nema povoljan utjecaj na razvojkonkurencije te ima za posljedicu manju učinkovitost sustava. Kao što je već naglašeno tržištesistemskim uslugama povezano s tržištem električne energije ima za posljedicu pojavu mnogo složenijihproblema prilikom određivanja odgovarajućeg dispečinga. Realno, sigurnost sustava zahtjevacentralizirano upravljanje različitim sistemskim uslugama. Zbog toga je u većini sustava prihvaćen stavprema kojem ISO ima isključivo pravo na fizičko upravljanje sistemskim uslugama. Prema tom načeluneke sistemske usluge poput regulacije frekvencije mogu biti osiguravane na mandatornoj osnovi ilikomercijalnoj osnovi, već prema strukturi samog tržišta. Ostale usluge poput jalove snage, kompenzacijei pričuve u većini se sustava osiguravaju na čisto komercijalnoj osnovi.2. SISTEMSKE (DODATNE) USLUGE I USPOSTAVLJANJE TRŽIŠTA U prijašnjem reguliranom okruženju sistemske su usluge bile osiguravane kao nekomercijalneusluge. Liberalizacijom tržišta električne energije, moguće je sistemske usluge podijeliti u dvije grupe:mandatorne i komercijalne . Mandatorne sistemske usluge su one koje su ključne za opskrbu električnomenergijom u sustavu te su, na svim dereguliranim tržištima, svi veliki generatori obvezni, u skladu suvjetima rada na mreži, osiguravati u određenoj mjeri takvu vrstu sistemskih usluga (i to bez dodatnenaknade). Primjerice, u Španjolskoj, generator koji nije u mogućnosti osigurati neku mandatornu uslugu(npr. primarnu pričuvu) mora sklopiti ugovor s drugim generatorom koji će preuzeti njegovu obvezu.Općenito, svaka je sistemska usluga od ogromne važnosti za pouzdan rad sustava iz više razloga. Propisom 888 [5] američka Federativna regulatorna komisija za energiju (FERC) definirala jeskup od 12 sistemskih usluga neophodnih za podršku prijenosa električne energije i osiguranje dovoljnihprijenosnih i proizvodnih kapaciteta. Za normalan pogon EES-a potrebno je ih šest (upravljanjesustavom, regulacija napona, regulacija frekvencije, održavanje ravnoteže snaga proizvodnje i potrošnje,praćenje potrošnje te zamjena agregata ispalih iz pogona). Pet od njih potrebno je za sprečavanje manjih116

Str. 13 39-12poremećaja u sustavu kako bi se izbjegli teži ispadi (rotirajuća pričuva, dodatna pričuva, stabilnostsustava, upravljanje i regulacija napona). Osam od njih potrebno je za sigurni i brzi oporavak sustavanakon većeg poremećaja (hladni start, upravljanje sustavom, stabilnost sustava, regulacija frekvencije,rotirajuća pričuva, dodatna pričuva, te praćenje opterećenja). Primjeri nekih mandatornih sistemskih usluga u sustavima u svijetu predočeni su u tablici 1.Tablica 1. Primjeri nekih mandatornih sistemskih usluga u svijetu Sistemska usluga EESRegulacija Australija, SAD (NEPOOL)Određena razina regulacije frekvencije Novi ZelandPrimarna pričuva Španjolska, Engleska i WalesOsnovni standardi za jalovu snagu kod priključenja Australija, Novi Zeland,na mrežu SAD (Kalifornija)Hladni start Španjolska, SAD (NEPOOL) Imena i precizne definicije dodatnih usluga razlikuju se od sustava do sustava ali postoje temeljnihijerarhijski odnosi između nekih od tih usluga koje je potrebno uključiti u strukturu tržišta istim. U svimsustavima postoji gruba podjela na pričuve više kvalitete (brži odzivi za zadovoljavanje potražnje zaelektričnom energijom) čija je cijena viša i pričuve niže kvalitete (sporiji odzivi) koji se koriste kada je toekonomičnije i čija je cijena niža. Najvažnije sistemske usluge su: 1. Raspodjela opterećenja na agregate, regulacija EES-a i dispečing – u ovu uslugu je uključeno i ugovaranje razmjene sa susjednim sustavima, ova usluga nije tržišnog karaktera i isključivo je obavlja operator sustava. 2. Regulacija napona i jalove snage generatorima– ISO ima nadzor nad proizvodnjom jalove snage u elektranama kao i nad njenom potrošnjom u sustavu. To znači da generatori moraju raditi s uključenim automatskim regulatorima napona (propisano grid kodom). Uslijed ograničene, lokalne, mogućnosti podržavanja napona generatorima uobičajeno je da se ni ova usluga ne nudi na tržištu usluga. Jednostavnije je da se odredi samo jedan pružatelj ove usluge proizvodnje jalove snage na kritičnoj lokaciji u sustavu. Uređaji za proizvodnju/potrošnju jalove snage u vlasništvu prijenosa (kondenzatorske baterije, prigušnice i ostali uređaji temeljeni na energetskoj elektronici) ne mogu učestvovati na tržištu jalovom snagom jer je njihova namjena da smanje iznos proizvodnje jalove snage generatorima. Troškovi održavanja i ugradnje ovih uređaja financiraju se iz tarifa za prijenos električne energije. 3. Regulacija i frekvencijski odzivi – regulacija je odziv generatora na automatske regulacijske signale iz centra upravljanja. Generatori moraju biti sposobni mijenjati snagu proizvodnje u svrhu održavanja dozvoljene regulacijske greške da bi se osigurala ugovorena razmjena sa susjednim sustavima te komponenta dugotrajne regulacije frekvencije. Usluge regulacije se nude na zasebnom tržištu gdje se daju ponude koje sadržavaju iznos promjene proizvodnje, ograničenja u promjeni snage proizvodnje, osnovnu cijenu temeljenu na usluzi odziva i parametre za određivanje oportunih (dodatnih) troškova. Frekvencijski odziv je automatski odziv na promjene frekvencije prema statičkoj karakteristici svakog generatora. 4. Neravnoteža energije – satna razlika između predviđenih i stvarnih tokova snage. Predviđeni su penali za satnu neravnotežu energije. Održavanje ravnoteže osigurava ISO. 5. Pogonska pričuva, rotirajuća – rotirajuća pričuva je sposobnost odziva na nepredviđene poremećaje u sustavu, poput ispada elemenata EES-a. Rotirajuću pričuvu se nudi na odvojenom tržištu koje je vrlo slično tržištu f-P regulacijom, jer se razmatra brzina odziva pojedinog agregata, oportuni troškovi i konačna cijena. U nekim sustavima (Engleska i Wales) [12] agregati koji nude rotirajuću pričuvu moraju omogućavati i primarnu regulaciju frekvencije uz minimalnu statičnost od 4%, neosjetljivost od 0.05 Hz kao i minimalni odziv od 5% maksimalne snage unutar 30 s. Ova vrsta pričuve mora biti dostupna unutar 10 minuta. 6. Pogonska pričuva, dodatna – nadomjesna pričuva rotirajućoj pričuvi, uključuje različite oblike, pa čak i dobrovoljno daljinsko isključenje potrošnje. Svrha je osloboditi kapacitete rotirajuće pričuve zbog drugih mogućih poremećaja u sustavu. Zbog različitih vrsta izvora koji se nude, organiziranje tržišta ovakvom vrstom pričuve je veliki problem, jer je otežano vrednovanje ponuđenog. 7. Praćenje opterećenja – ova usluga obuhvaća mogućnosti agregata da mijenjaju svoju snagu, prema zahtjevima ISO, jer u normalnom pogonu postoje ekonomska ograničenja za 117

Str. 1439-12 različite manevre. Usluga je vrlo slična regulaciji, ali ne zahtjeva brze odzive na promjene. Ovakvi agregati se razlikuju od onih koji služe isključivo za pokrivanje baznog dijela dnevnog dijagrama opterećenja. Svaka elektrana mora dati izvještaj koji uključuje: minimalnu i maksimalnu dozvoljenu promjenu opterećenja na zahtjev iz centra upravljanja, brzinu odziva agregata te minimalni vremenski period između dva uzastopna zahtjeva promjenom proizvodnje. 8. Mogućnost davanja više usluga – mora se prepoznati da regulacija, pričuva i praćenje opterećenja su usluge koje mogu davati isti agregati i čak je vrlo vjerojatno da će se zahtijevati istovremeno davanje dvije ili čak i sve tri usluge od istog agregata. 9. Mogućnost upuštanja iz beznaponskog stanja – agregat mora biti u potpunosti na raspolaganju ISO-u u slučaju restauracije EES-a. Ne postoji tržište za ovakvu vrstu usluge. Sistemske usluge na tržištu nude posebni provajderi. Uspostavljanje tržišta dodatnim uslugamanije u početku prolazilo bez poteškoća. Početna struktura tržišta dodatnim uslugama u Kaliforniji, NewYorku, Novoj Engleskoj nije odgovarala uvjetima što je dovodilo do neočekivanih skokova i anomalijacijena koje su dovele do suspenzije tržišnih pravila dok se nije promijenila struktura tržišta dodatnimuslugama u New Yorku i Novoj Engleskoj, a u Kaliforniji se tržište u potpunosti reformiralo. Nedostacipostojećih tržišta se odnose na nemogućnost substitucije cijena na niže kao i reverziranja cijena.3. KATEGORIZACIJA PRIČUVE Sintezom iz razmatrane literature može se napraviti detaljna podjela pričuve (slika 1). Slika 1 Detaljnija podjela pričuve u EES-u U većini sustava se pričuva dijeli na rotirajuću (vruću) i dodatnu (nerotirajuću, hladnu) [3].Rotirajuću pričuvu predstavljaju agregati u pogonu, koji mogu postići predviđenu snagu unutar 10 minuta.Njena važnost je istaknuta i u ugovorima o zajedničkom radu u nekoj interkonekciji gdje je čestopredviđeno plaćanje penala za neosiguravanje odgovarajućeg iznosa rotirajuće pričuve. Dodatnu pričuvunajčešće predstavljaju agregati koji nisu priključeni na EES te se na njih ne postavlja zahtjev za trenutnimodzivom. Dodatna pričuva, kao i rotirajuća ima određene fiksne troškove vezane za raspoloživostdodatnih agregata, ali nema troškova za gorivo, a održavanje agregata je rjeđe i jednostavnije. Njen bi118

Str. 15 39-12iznos općenito trebao biti jednak ili nešto iznad sumarne maksimalne snage dvaju najvećih agregata upogonu. Prema vremenima odziva pričuva se može podijeliti na [1]: a) Rotirajuću pričuvu: raspoloživi kapaciteti iznad trenutne potrošnje sposobni povećati snagu u vrlo kratkom vremenu, ograničeni jedino brzinom odziva agregata. b) Brzoupuštajuće agregate: agregati čije je vrijeme upuštanja vrlo kratko (PTE, DE, pojedine HE). c) Potrošače s mogućnošću daljinskog isključenja (DIP): neki ugovori omogućuju isključenje pojedinih potrošača u situacijama opasnim za sustav. Oni se napajaju kao potrošači sa smanjenom sigurnošću te zbog toga plaćaju jeftiniju električnu energiju, a u tu kategoriju spadaju: • industrijski potrošači koji imaju i pričuvnu vlastitu proizvodnju električne energije, • industrijski potrošači koji vrlo lako mogu promijeniti proizvodni proces u slučaju nestanka električne energije te • kućanstva koja na ovaj način žele plaćati jeftiniju električnu energiju. d) Ugovorenu pričuvu: dio pričuve osiguran iz susjednih sustava. Takova pričuva može biti rotirajuća i odmah dostupna ili dostupna nakon perioda upuštanja. e) Pričuvu sa zatezanjem dostupna tek nakon nekog perioda. Kada se razmatra raspoloživost pričuve, razmatrani agregat bi trebao biti sposoban razvijatinazivnu snagu u trajanju od barem 4 sata (prihvaćeno u većini elektroprivreda). To za TE podrazumijevaopskrbljenost dovoljnom količinom goriva, a za HE osiguranje dovoljne količine vode u akumulaciji. Za sustav koji radi u izoliranim pogonu i nije povezan s drugim sustavima, mudro je imati svupogonsku pričuvu u vidu rotirajuće pričuve.3.1. Podjela pričuve u UCTE Uobičajeni su sljedeći načini dijeljenja pričuve između različitih elektroprivreda u sustavu UCTE: − Trenutna pričuva (t1 ≤ 0.5 – 10 minuta): Prvih nekoliko minuta nakon ispada, manjak snage se pokriva trenutnom pričuvom svih partnera u UCTE sustavu (načelo solidarnosti). To se omogućuje djelovanjem primarne regulacije svih elektrana u pogonu. − Brza pričuva (0.5 – 10 minuta < t2 ≤ 0.5 – 10 sati): Unutar kratkog vremena, najviše deset minuta, očekuje se od sustava u kojem se desio manjak snage, da ga sam nadoknadi iz svoje vlastite pričuve, tako da olakša rad ostalim partnerskim sustavima (načelo jednakosti). Brza pričuva se uobičajeno sastoji od rotirajuće pričuve, plinskih turbina, crpno akumulacijskih elektrana i hidroagregata. − Spora pričuva (0.5 – 10 sati < t3): Brzu pričuvu je potrebno što je moguće brže zamijeniti sporom pričuvom (TE u hladnom pogonu i HE s dugoročnom akumulacijom) zbog povećanih pogonskih troškova i ograničenog kapaciteta brze pričuve kao i zbog moguće potrebe za brzom pričuvom u slučaju daljnih poremećaja. Spora pričuva ima srednje vrijeme odziva od 0.5 do 10 sati. Npr. u sustavu ENEL (Italija), vrijednost ukupne pogonske pričuve (bez hladne pričuve) čini oko5-6% očekivanog vršnog opterećenja za pojedini dan (u Republici Hrvatskoj taj postotak iznosi 5%), i to:oko 2.5–3% je rotirajuća pričuva (nikad nije manja od snage najvećeg agregata u pogonu), preostalih 3%je dodatna pričuva (nije manja od rotirajuće pričuve, tako da je po potrebi može zamijeniti). Pod f-Pregulacijom je 1.5% pričuve (određeno na temelju iskustva). Raspodjela pričuve na HE i TE je u odnosu50:50% s nekim razlikama tijekom godine, a 60:40% je odnos podjele između područja na sjeveru i jugu. U zemljama članicama UCTE je zamjetan trend rasta udjela TE u dnevnoj raspodjeli pogonskepričuve. Procjena potrebne pogonske pričuve i njenih troškova izvodi se mnogo puta tijekom dana sciljem smanjivanja pogrešaka u raspodjeli predviđanja pogonske pričuve te zbog ekonomičnosti pogonaEES-a. 119

Str. 1639-124. ROTIRAJUĆA PRIČUVA I POTREBE ZA ROTIRAJUĆOM PRIČUVOM Rotirajuću pričuvu predstavlja djelatna snaga raspodijeljena po agregatima sinkroniziranim naEES koji ne daju snagu u mrežu (prazni hod) već čekaju nalog operatera da počnu s proizvodnjom ili suopterećeni do nekog kapaciteta ispod maksimuma pa razlika maksimalnog i trenutnog opterećenjapredstavlja rotirajuću pričuvu. Rotirajuću je pričuvu moguće podijeliti na dio koji služi za regulaciju EES-ai na dio koji služi u slučajevima poremećaja u sustavu. Npr. neka elektrana nazivne snage 100 MW itehničkog minimuma od 55 MW radi s trenutnom proizvodnjom od 80 MW. Znači da ona predstavljaregulacijsku rotirajuću pričuvu budući da prema potrebi može povećati svoju proizvodnju za 20 MW ili jesmanjiti za 25 MW. Komponenta rotirajuće pričuve iznosi od 50% do 75% ukupne pogonske pričuve što ovisi oudjelima HE i TE u pogonu sustava. Ona je općenito jednaka, ili nešto veća od, maksimalne snagenajvećeg agregata koji je u pogonu u sustavu. Oko 70% rotirajuće pričuve mora biti raspoloživo zaautomatsku regulaciju frekvencije i snage. Opća je praksa da se jedan agregat ne smije opteretiti s višeod 15% rotirajuće pričuve u sustavu, a jedna elektrana s najviše 25%. Nadalje, rotirajuća pričuva jednogturboagregata ne bi trebala prelaziti 25% njegove maksimalne snage. S obzirom da rotirajuća pričuva mora biti sva trenutno raspoloživa unutar 10 minuta, nakonzahtjeva za njezinim angažmanom, prilično je skupocjena budući da se na fiksne troškove koji proizlazeiz samog posjedovanja agregata nadovezuju i troškovi držanja neopterećenih agregata u sustavu kao itroškovi za njihovo održavanje. Danas se još uvijek za određivanje potrebne pogonske pričuve u većini EES-a primjenjujuklasični modeli temeljeni na determinističkim kriterijima. Obično se potrebna količina se rotirajuće pričuveizražava kao postotak dnevnog vršnog opterećenja [4] ili se temelji na riziku gubitka najvećeg generatorau pogonu [5] ili je funkcija ta dva slučaja. Određivanje rotirajuće pričuve kao postotka dnevnog vršnogopterećenja više je proizvoljno nego realno budući da ono ne uzima u obzir stvarne rizike koji postoje usustavu. Mnogo je realnija metoda određivanja rotirajuće pričuve temeljena na rizicima, zajedno suzimanjem u obzir pogreške predviđanja i potrebama za regulacijom. Elementi rizika uključujuopterećenje na najopterećenijem agregatu u sustavu ili količinu snage koja se uvozi u sustav prekointerkonekcijskih spojnih vodova. Uz rizik zbog opterećenja spojnog voda, dopušta se i pogreškapredviđanja i pogreška regulacije. Ti čimbenici obično iznose 2 do 3% svaki [1]. U nekim slučajevimadodaje se još jedan čimbenik, proizvoljno određena veličina koja uzima obzir iznos očekivanogporemećaja ili neka druga stanja koja mogu imati za posljedicu neuobičajeni visoki iznos rizika.Primjer 1: Neka ukupna snaga opterećenja u EES-u HEP-a iznosi Po = 2000 MW, snaga najvećegagregata u pogonu je Pa = 320 MW (TE Rijeka), greška predviđanja je Gp = 3 %, a greška regulacijeGr = 2 %, potrebni iznos pričuve bi iznosio: Pa = 320 MW Gp = 0,03 x 2000 = 60 MW Gr = 0,02 x 2000 = 40 MW Potrebna rotirajuća pričuva Rp = Pa + Gp + Gr = 420 MWPrimjer 2: Ukupna snaga opterećenja u EES-u HEP-a iznosi Po = 2000 MW, uvoz je Pu = 500 MW,greška predviđanja je Gp = 3 %, a greška regulacije Gr = 2 %, predviđeni poremećaj iznosi Pk = 100 MW(ispad TE Plomin 1), potrebni iznos pričuve bi iznosio: Pu = 500 MW Gp = 0,03 x 2000 = 60 MW Gr = 0,02 x 2000 = 40 MW Pk = 100 MW Potrebna rotirajuća pričuva Rp = Pu + Gp + Gr + Pk = 700 MW Kod interkonekcija velikih razmjera poput UCTE-a, gubitak velikog jako opterećenog agregataneće imati za posljedicu značajan pad frekvencije. U takvim slučajevima dolazi do zaostajanja kuta snageu sustavu gdje se desio poremećaj. Uslijed toga se javlja neposredan tok snage od ostalihinterkonekcijskih sustava prema tom sustavu. Budući da tu uopće nema pada frekvencije ili je on vrlomali, pokazatelj nenormalnog stanja je odstupanje toka snage na spojnim vodovima od uobičajenog.Odziv rotirajuće pričuve je u tom slučaju nešto sporiji nego kada se dogodi značajniji pad frekvencije.120

Str. 17 39-12 Vrlo važan čimbenik za održavanje odgovarajuće rotirajuće pričuve jest taj da pričuva mora bitiraspodijeljena između više agregata u sustavu. Ako je većina ili sva pričuva dodijeljena jednom agregatuu sustavu, ukupni je odziv ograničen brzinom (MW/min) kojom taj agregat može dizati svoju snagu. Osimtoga raspodjelom pričuve na više agregata smanjuje se vjerojatnost nestabilnosti EES-a, ispada spojnihvodova ili preopterećenja vodova i drugih elemenata u sustavu. Prevladavajući deterministički kriteriji određivanja potrebne rotirajuće pričuve, ne uzimaju u obzirdinamičke karakteristike odziva generatora kao i ponašanje opterećenja ili trošak za osiguranje rotirajućepričuve te rizik za sustav u slučaju da ona ne bude angažirana. Uz to treba biti provjerena lokacijapričuve za jednostruki kvar (sigurnost n-1) u svakoj točki sustava da bi se provjerila tehnička mogućnostangažiranja ukupne raspoložive pričuve u slučaju potrebe. Nove metode procjene potrebne pričuve uzprocjene vjerojatnosti o raspoloživosti agregata i nesigurnosti potrošnje uzimaju u obzir i tržišne uvjetekako na tržištu električne energije tako i na tržištu pogonske pričuve. Kako je brzina povećanja snageagregata je različita, različita je i cijena rotirajuće pričuve koju oni mogu dati. U slučaju poremećaja kada se angažira dio ili ukupna rotirajuća pričuva potrebno je istunadomjestiti upuštanjem agregata rezerviranih u minutnoj pričuvi.5. TRŽIŠTE ELEKTRIČNOM ENERGIJOM I ROTIRAJUĆOM PRIČUVOM Tržište električnom energijom kao i ono rotirajućom pričuvom sastoji se od: 1. skupa opskrbljivača električnom energijom (eng. suppliers, S) koji iznose ponude za prodaju električne energije i rotirajuće pričuve; 2. skupa potrošača (eng. customers, C) koji daju ponude cijena za kupovinu snage; 3. skupa bilateralnih ugovora B, na temelju kojih se određuju odgovarajući rasporedi proizvodnje po agregatima (eng. schedules) uz dozvoljena povećanja i smanjenja snage, tj. dogovorena odstupanja od rasporeda; te 4. prijenosnog sustava. ISO mora obaviti optimizacijski postupak kako bi odredio vozni red na tržištu te kako bi odrediotržišne cijene; tj. mora riješiti problem konačnih tržišnih cijena (eng. Clearing System Problem, CSP):(CSP) max f S + fC + f BhS ≤ 0, hC ≤ 0 (1) hB ≤ 0, g = 0 Funkcija cilja data izrazom (1) definira maksimizaciju dobiti tijekom 24 sata odvijanja tržišnihtransakcija, T = {1, 2,⋅⋅⋅,24}. Maksimizacija ovisi o sljedećem: 1. specifikacijama ponuda od strane opskrbljivača, hS 2. specifikacijama ponuda od strane potrošača, hC 3. modelima bilateralnih ugovora, hB 4. ograničenjima sustava i prijenosne mreže, g. Rješenjem izraza izraza (1) dobijaju se odluke vezane za dispečing, opskrbljivačima,potrošačima i ako je to potrebno, preinačenje bilateralnih ugovora. Oblik koji poprima svaka komponentaizraza (1) ovisi o tome kakvi su modeli ponuda cijena ugovoreni na tržištu. Ako su odluke opskrbljivačavezane za raspodjelu opterećenja po agregatima, prepuštene ISO-u tada problem postaje tek pitanjeraspodjele opterećenja jer opskrbljivači daju ponude cijena s raznim opcijama (eng. multi-part) koje stroškovima upuštanja agregata, fiksnim troškovima i troškovima proizvodnje. Takvo stanje postoji natržištima u New Yorku i V. Britaniji. Ako su odluke vezane za raspodjelu opterećenja po agregatima usustavu prepuštene sudionicima na tržištu tada oni daju ponude cijena s jednom opcijom (eng. singlepart). Posljednja je situacija prisutna na tržištu Novog Zelanda, budućem tržištu u Kanadi (Ontario) kao ina predloženom tržištu Meksika. Rotirajuća je pričuva vrlo skupa budući da na mrežu često mora biti priključen generator koji nijepotreban za pokrivanje trenutne razine potrošnje. Uz fiksne troškove koji proizlaze iz samogposjedovanja takvog agregata, moraju se pokriti i dodatni troškove za gorivo zbog neoptimalnog 121

Str. 1839-12dispečinga agregata u sustavu. FERC i NERC su zajedno odredili pogonsku pričuvu kao zasebnu tržišnuuslugu što znači da je prodavatelj može prodavati kupcima (obično druge elektroprivrede ili provajderi).Prodaja pogonske pričuve ne uzrokuje nikakve promjene stanja kod potrošača električne energije svedok se ne dogodi poremećaj u sustavu. Zbog fizikalnih ograničenja koja proizlaze iz brzine porasta odziva svakog agregata, agregatiimaju različitu sposobnost natjecanja na tržištu rotirajućom pričuvom. Maksimalnu sposobnost rotirajućepričuve određuje brzina porasta odziva (MW/min) pomnožena s vremenskim intervalom od 10 minuta.Rotirajuća pričuva uobičajeno iznosi najmanje 50% pogonske pričuve koja se nudi na tržištu u pojedinomperiodu. Potreba za pogonskom pričuvom određuje se na temelju potreba potrošnje, proizvodnji u HE,snage najvećeg agregata i/ili najvećeg pretpostavljenog poremećaja, itd. Svi resursi koji su odabrani zaopskrbu pričuvom moraju biti razmješteni unutar regulacijskog područja koje nadzire ISO. U nekimpredjelima moguća je i trgovina rotirajućom pričuvom između različitih regulacijskih područja. Svidobavljači rotirajuće pričuve moraju osigurati da će njihovi resursi biti u stanju održavati i isporučivatiodgovarajuće količine energije zahtijevane od strane ISO-a tijekom vremena za kojeg su odabrani daosiguravaju rotirajuću pričuvu.5.1. Ograničenja prijenosnog sustava Ograničenja prijenosnog sustava također imaju bitan utjecaj na tržišta energijom pa tako i natržišta rotirajućom pričuvom. Ako ne postoje zagušenja prijenosnog sustava, rotirajuća pričuva može bitismještena bilo gdje u sustavu. Kako bi postigao najjeftiniji dispečing ISO može nastojati raspodijelitirotirajuću pričuvu na agregate sa skupljim troškovima pogona. Kada je sustav zagušen, potrebno jestaviti agregate sa skupljim troškovima u proizvodnju kako bi pomogli da se prevlada takvo stanje. Ako bisvi agregati s većim troškovima proizvodnje bili zaduženi za rotirajuću pričuvu, to bi moglo imati zaposljedicu manjak energije u nekim područjima, a s druge strane došlo bi do preopterećenja vodova.Simulacije tržišta pokazuju da zagušenje prijenosa može promijeniti raspodjelu rotirajuće pričuve naagregate.6. NEPOSTOJANOST I STRUKTURA TRŽIŠTA ROTIRAJUĆOM PRIČUVOM U strukturi odvojenih tržišta energijom i pričuvom, sudionici tržišta mogu upasti u nepredviđenastanja tržišta pričuvom. Veća se nepostojanost opaža na tržištu pričuvom nego na tržištu energijom. UKaliforniji u južnim područjima uspostavljeno je relativno slabo tržište dodatnim uslugama. To jeuzrokovalo visoke konačne cijene, u nekim satnim periodima, za sve sistemske usluge u srpnju 1998.godine. Cijene rotirajuće pričuve prelazile su 200 $/MWh. Dana 13.07. ponuda zamjenske pričuve jepostigla konačnu cijenu od 9999 $/MW i kao takva potrajala u sljedećih 5 sati. Sljedećeg dana 14.07. ISOje postavio graničnu cijenu od 500 $ za sve sistemske usluge koju je potom potvrdio FERC, 17.07. Nakontako nametnute konačne cijene granica od $500 je postignuta u sljedećih nekoliko sati za usluguregulacije, a za zamjensku i nerotirajuću pričuvu u tjednu od 24.07.1998. Istodobno je cijena energije bilamanja od 75 $/MWh. Ubrzo nakon toga je Kalifornijska energetska regulatorna komisija za nadzor tržišta zaključila dasistemske usluge još uvijek ne rade na način koji bi bio u skladu sa zdravom poslovnom konkurencijom,pa je tržište njima bilo jedno vrijeme ukinuto. Iz navedenog slijedi da treba vrlo pažljivo organizirati tržište sistemskim uslugama. Probni pristupse sastoji u iteracijskom procesu podnošenja ponuda kako bi se odredio dovoljan broj kapaciteta i zatržište energijom i za tržišta sistemskim uslugama. Određene strukture tržišta dozvoljavaju pojedinačnim agregatima natjecateljsko davanje ponudana tržištu rotirajućom pričuvom i energijom. Ako je cijena osiguranja rotirajuće pričuve dovoljno visokaprema krajnjoj cijeni koja se može postići na tržištu energijom vlasnici pojedinih agregata će izabratiosiguravanje rotirajuće pričuve umjesto proizvodnje energije. Tržište rotirajućom pričuvom i tržišteenergijom su međusobno usko povezana. Kako bi se postigla maksimalna iskoristivost prijenosnih iproizvodnih resursa, potrebno je razmatrati rotirajuću pričuvu u svezi s tržištem energijom. Za odabiranjenajboljeg dispečinga, uzimajući u obzir ograničenja prijenosa, sigurnosti i same rotirajuće pričuve, koristese programski paketi za optimizaciju.122

Str. 19 39-126.1. Mogućnosti slijedne optimizacije ISO može primijeniti optimizacijske sheme odvojeno za tržište energijom odnosno rotirajućompričuvom. Postavlja se pitanje kako koordinirati ta dva tržišta. Drugo je pitanje kako raspodijeliti rotirajućupričuvu ako u sustavu dolazi do zagušenja u prijenosu. Neki ISO-i rabe heruističke metode kako birazdvojili korelaciju i/ili jednostavno ignorirali utjecaje zagušenja na tržište rotirajućom pričuvom. Ako setržišta energijom i rotirajućom pričuvom promatraju odvojeno, tada postoje dvije mogućnosti (Mogućnosti1 i 2) za zadovoljenje potrošnje i osiguranje potrebne rotirajuće pričuve. Mogućnost 3 kombinira tržištaenergijom i rotirajućom pričuvom, tj. automatski koordinira između tržišta energijom i rotirajućompričuvom te razmatra utjecaje zagušenja na tržište rotirajućom pričuvom. − Mogućnost 1 – Ako se najprije odabiru najskuplji agregati da zadovolje potrebe za rotirajućom pričuvom, to će možda imati za posljedicu nemogućnost dispečinga preostalih kapaciteta za zadovoljenje potrošnje zbog ograničenja prijenosnog sustava. ISO će u tom slučaju prihvatiti sistemske ponude na tržištu energije potrebne da se otklone preopterećenja vodova (Iako nisu najpovoljniji po cijeni). − Mogućnost 2 – Najprije se s agregatima koji imaju najmanje troškove pogona zadovoljavaju potrošači, a zatim se s preostalim kapacitetom zadovoljavaju potrebe za rotirajućom pričuvom. Ako se uslijed toga pojavi manjak rotirajuće pričuve na tržištu, ISO će morati prihvatiti sistemske ponude da se namire potrebe za rotirajućom pričuvom (ISO Kalifornije, tablica 2). − Mogućnost 3 – Ako se tržišta energijom i rotirajućom pričuvom zajedno optimiziraju, moguće je rasporediti rotirajuću pričuvu između svih potencijalnih agregata s ciljem smanjenja ukupnog troška u sustavu (ISO New York, tablica 2).6.2. Prakse nekih ISO-a na tržištu rotirajućom pričuvom U EES-u države New York ponude cijena za energiju i sistemske usluge se dostavljaju ISO-u danunaprijed. Cijene energije se javno objavljuju sat prije njenog korištenja. NYISO ili neposredno zastupa ilikoordinira rad sistemskih usluga. Pogonska pričuva je lokacijski ovisna usluga te njen raspored (na višeagregata) određuje ISO i/ili je samostalna (tj. na jednoj lokaciji). Kroz cijelo vrijeme održava se dovoljnakoličina 10-minutne pričuve dostatne za pokrivanje najgoreg pojedinačnog poremećaja u sustavu.Najmanje 50% svojih potreba za 10-minutnom pričuvom zadavoljava se rotirajućom pričuvom. Konačnapostignuta cijena na tržištu rotirajućom pričuvom temelji se na ponudama rotirajuće pričuve i potrebamaza rotirajućom pričuvom u sustavu i/ili u regulacijskim područjima. U rotirajuću pričuvu se osimsinhroniziranih generatora ubrajaju i potrošači s mogućnosti daljinskog isključenja. Agregati tijekom danamogu nuditi svoje neiskorištene kapacitete, ali ne mogu mijenjati svoj udjel u osiguranju rotirajuće pričuveza koji su zaduženi prijašnjeg dana. ISO PJM osigurava sistemske usluge prema regionalnom načelu unutar jedinstvenogprijenosnog sustava temeljeno na formalnim tarifama (još uvijek pod klasičnom regulacijom). Budući dase raspored pogonske pričuve radi zajedno s centralnim dipečingom na tržištu razmjene energije,korisnici prijenosnog sustava moraju kupovati pogonsku pričuvu od dobavljača. PJM provodi centralnozaduživanje i dispečing agregata što uključuje istodobno i energiju i pričuvu. Troškovi za energiju ipričuvu se ne optimiraju odvojeno, već na temelju najmanjeg ukupnog troška za sustav. Agregati natržištu daju ponude ne samo za energiju već nude i mogućnost osiguravanja pričuve. Postoci raspodijelepotreba za rotirajućom pričuvom temelje se na prošlogodišnim prosječnim doprinosima tijekom tjednogvršnog opterećenja, svake regije (eng. Load Serving Entity) u regulacijskom području PJM-a. Od 01.05.1999. na području ISO New England postoji tržište energije i sistemskih usluga sponudama cijena dan unaprijed. Za sve agregate dobavljači predaju proizvodne karakteristike i satneponude na sva tržišta (energije,10-minutne rotirajuće pričuve, AGC-a, 10-minutne nerotirajuće pričuve,30-minutne pogonske pričuve, značajki pogona i instaliranog kapaciteta) za slijedeći dan kao bi seodredio dispečing i pripadne cijene. Svim se dobavljačima plaća ista konačna cijena na tržištu, bez obzirana zagušenja u prijenosu. Kalifornijski PX/ISO ima konkurentna tržište energijom i tržišta sistemskim uslugama. Rotirajućase pričuva osigurava samo generatorima te ima tržišta gdje se cijene postavljaju dan unaprijed, satunaprijed i tržišta gdje se one određuju u realnom vremenu. Konačna tržišna cijena u nekoj zoni temeljise na prihvaćenim ponudama za rotirajuću pričuvu za tzv. ne-FERC agregate (općenito FERC propisujemaksimalnu cijenu za pojedinu sistemsku uslugu). Rotirajuća pričuva ne iznosi manje od 50% ukupnihpotreba za pogonskom pričuvom. Koordinator voznog reda koji je ISO-u prodao određeni kapacitet 123

Str. 2039-12rotirajuće pričuve, na tržištu gdje se cijena određuje dan unaprijed, može otkupiti nazad taj kapacitet, ucijelosti ili samo njegov dio, od ISO-a po sat unaprijed određenoj tržišnoj cijeni. U tablici 2 sažeto je predočeno tržište rotirajućom pričuvom za četiri glavna ISO-a u SAD-u. Tablica 2. Tržište rotirajućom pričuvom u SAD-u ISO New York ISO PJM ISO New England ISO California Generatori, Generatori, CHE,Resursi Potrošači s Generatori, CHE, Potrošači s Generatori mogućnosti Kondenzatori mogućnostiOvisnost osmještaju daljinskog isključenja daljinskog isključenjaTržište dan Rotirajuća pričuva seunaprijedTržište u raspodjeljuje na Ako postoje zaguše-realnomvremenu Izračunavanje temelju nja u prijenosu,Temeljenona tržištu potrebnog iznosa i prošlogodišnjeg Ne rotirajuća pričuva se lokacije pričuve na prosječnog izračunava posebno tržištu dan unaprijed doprinosa tijekom za svaku regulacijsku tjednog vršnog zonu opterećenja Da Ne Da Da Da Ne Ne Da Da Ne Da Da6.3. Učinkovita struktura tržišta rotirajućom pričuvom Iz prethodnih analiza slijedi da ISO-i odabiru različite tržišne strukture za sistemske usluge.Iteracijski sustav ponuda može riješiti neravnotežu između ponude na tržištu energijom i sistemskimuslugama. Zbog složenih utjecaja koji unose ograničenja i poremećaji u prijenosnom sustavu, ponuđačine mogu točno predvidjeti kako izlaziti s ponudama na različitim tržištima. Budući da se rotirajuća pričuva osigurava kroz agregate uvrštene u vozni red (CHE i/ili potrošačis mogućnosti daljinskog isključenja u nekim ISO-ima), ti agregati ili osiguravaju energiju ili rotirajućupričuvu, ili oboje već prema njihovim ponudama. Preporuča se struktura tržišta koja bi svim sudionicimadopuštala da odvojeno izlaze i na tržišta energijom i na tržišta rotirajućom pričuvom. Kada bi sve ponudebile podnesene, ISO bi trebao napraviti optimizaciju sa simulacijom tržišta uz ograničenja prijenosa kakobi se minimizirali ukupni troškovi za zadovoljene potrošnje te zadovoljile potrebe za rotirajućom pričuvom.7. ZAKLJUČNA RAZMATRANJA Godinama su se elektroprivrede sporazumijevale oko raspodjele pričuva vezanih zainterkonekcijski pogon. Prema tim je sporazumima svaka elektroprivreda sama osiguravala određeni diointerkonekcijskih sistemskih usluga. S povećanjem konkurencije, raspodjela pričuve može i dalje bitiodređena tim sporazumima, ali moraju biti određene cijene za nepredviđene tokove energije.Standardizacija sistemskih usluga uz razvoj načina mjerenja za svaku od njih, učinit će te usluge mnogoznačajnijima. S obzirom na rotirajuću i dodatnu pričuvu, zarada će se ostvarivati kao posljedica veličinenekog inicijalnog poremećaja te vremena u kojem se takav poremećaj dogodio. Osim toga, predmetniporemećaj će sam promijeniti vrijednost električne energije, uzrokujući možda višestruku promjenujedinične cijene. Učinak inicijalnog poremećaja na vrijednost električne energije mnogo je veći u slučajurotirajuće pričuve nego u slučaju dodatne pričuve iako su i jedna i druga pričuva posebni oblici pozivnihopcija. Uspostavljanje mjerenja za svaku sistemsku uslugu dozvoljava određivanje vrijednosti svakesistemske ili interkonekcijske pogonske usluge prema tržišnoj cijeni električne energije. Kako je to više124

Str. 21 39-12puta spomenuto, potpisivanje ugovora za pogonsku pričuvu ne mora imati za posljedicu razmjenuelektrične energije ili čak obvezu plaćanja za takvu razmjenu. Razmjene nema sve dok se nekiporemećaj ne inicira obvezu osiguranja električne energije kupcu od strane prodavača. Kupac možeodlučiti je li ta isporuka njemu nužna te prema tome može opozvati isporuku. U svakom pogledupogonska pričuva je poput opcijskog ugovora prema kojem se trguje na većini tržišta roba i usluga. Mnogiugovori isteknu, a da se i ne dogodi promjena u izmjeni dobara budući da nije došlo do inicijalnogporemećaja. LITERATURA[1] E. Mariani, Murphy: \"Advanced Load Dispatch for Power Systems, Chapter 5 - Determination of Operating Reserve”,1968, pp. 776-783[2] J. Zhu, G. Jordan, S. Ihara: “The Market for Spinning Reserve and Its Impacts on Energy Prices,” PES Winter Meeting, Singapore, 23th-27st Jan. 2000[3] M. Lively: “Metrics for Operating Reserves,” Quarterly Bulletin, Vol.19, No. 1, pp. 109-117[4] H.B. Gooi, D.P. Mendes, K.R.W. Bell, D.S. Kirschen: “Optimal Scheduling of Spinning Reserve,” IEEE Trans. on PWRS, Vol. 14, No. 4, Nov. 1999, pp. 1485-1492[5] J.W. O’Sullivan, M.J. O’Malley: “A New Methodology for the Provision of Reserve in an Isolated Power System,” IEEE Trans. on PWRS, Vol. 14, No. 2, May 1999, pp. 519-524[6] M. Madrigal, V.H. Quintana: “A Security-Constrained Energy and Spinning Reserve Markets Clearing System Using an Interior–Point Method,” IEEE Trans. on PWRS, Vol. 15, No. 4, pp. 1410- 1415, Nov. 2000.[7] M. Flynn, W.P. Sheridan, J.D. Dillon, M.J. O’Malley: ”Reliability and Reserve in Competitive Electricity Market Scheduling,” IEEE Trans. on PWRS, Vol. 16, No. 1, Feb 2001, pp. 78-87[8] R. Jabr, B.J. Cory, M.J. Short, P. Pals: “Generation Dispatch and Response/Reserve Allocation Using Multi-Objective Fuzzy Co-ordination,” Procedings of 13th in Trondheim, Norge, June 28th - July 2nd, 1999, pp. 829-835[9] G. Strbac: \"Trading Electricity and Ancillary Services in the Reformed England and Wales Electricity Market\", Proceeding of the IEEE PES Winter Meeting, Columbus, Ohio, 28th January – 1st February, 2001 125

Str. 22HRVATSKI KOMITET MEĐUNARODNOG VIJEĆA C2 – 03ZA VELIKE ELEKTRIČNE SISTEME, ZAGREB, Berislavićeva 6ŠESTO SAVJETOVANJECAVTAT, 09. - 13. studenoga 2003.Aldis Černicki Mijić, dipl. ing.KONČAR – Inženjering za energetiku i transport, d.d. ZagrebNela Bilčar, dipl. ing.Šime Radić, dipl. ing.HEP d.d., Zagreb PRIMJENA PREPORUKA UCTE-A U SUSTAVU SEKUNDARNE REGULACIJE SNAGE I FREKVENCIJE U NACIONALNOM DISPEČERSKOM CENTRU ZAGREB SAŽETAK Sustav sekundarne regulacije snage i frekvencije elektroenergetskog sustava Hrvatske radiprema algoritmu nula (tj. kao samostalna regulacija) regulirajući istovremeno i snagu i frekvenciju. UCTE(Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) koordinira radom operatora sustava udvadeset europskih zemalja, čiji je zajednički cilj sigurnost vođenja elektroenergetskog sustava uinterkonekciji s ostalim sustavima, te je posljednjih godina definiran čitav niz tehničkih pravila, koji sukontinuirano usvajani. Kako je Hrvatska članica UCTE-a, preporuke definirane za primarnu i sekundarnuregulaciju moraju imati implikacija na sustav. U članku će se opisati dijelovi sustava sekundarneregulacije snage i frekvencije koji su instalirani u Nacionalnom dispečerskom centru u Zagrebu iprogramsko rješenje ublažavanja naglih promjena bazne snage, kao jedna od preporuka UCTE-a. Ključne riječi: sekundarna regulacija snage i frekvencije, UCTE, metoda ublažavanja naglih promjena bazne snage APPLICATION OF UCTE RECOMMANDATIONS WITHIN LOAD-FREQUENCE-CONTROL SYSTEM IN NDC ZAGREB SUMMARY Secondary regulation of power and frequency in Croatia regulates the power and the frequency atthe same time. The Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) coordinates theinterests of transmission system operators in 20 European countries. Their common objective is toguarantee the security of operation of the interconnected power system. A range of technical rules havebeen developed over the years and are continuously adapted by the UCTE. Key words: load-frequency-control, UCTE, ramp1. UVOD Hrvatska je elektroprivreda, kao zasebna ekonomska cjelina, članica zapadnoeuropskeinterkonekcije UCTE, što znači da je u paralelnom radu s ostalim članicama. Budući da je UCTE tehničkijedinstven elektroenergetski sustav u kojem rade elektroenergetski sustavi više članica (zemalja) kaozasebne ekonomske cjeline, očito je da uredno održavanje paralelnog rada pretpostavlja poštivanjepreporuka ili pravila koja omogućuju takav rad. 27

Str. 23C2 – 03 Jedne od takvih preporuka UCTE-a su i “Ground rules concerning primary and secondary controlof frequency and active power within the UCPTE” (01.06.1998) (Preporuke za primarnu i sekundarnuregulaciju frekvencije i snage razmjene u UCTE), prema kojima je realizirano ublažavanje naglihpromjena bazne snage u sustavu sekundarne regulacije snage i frekvencije u Nacionalnom dispečerskomcentru Zagreb.2. REGULACIJA FREKVENCIJE I SNAGE Prema načinu i izvorima osiguravanja potrebne snage proizvodnje za korištenje u otklanjanjunastalog poremećaja u opskrbi električnom energijom (Ppotr ≠ Pproiz), u pogonskoj praksi razlikuju se trivrste regulacije: primarna regulacija koju ostvaruju turbinski regulatori, sekundarna regulacija koja putemcentralnog mrežnog regulatora šalje zahtjeve turbinskim regulatorima unaprijed određenih regulacijskihelektrana i tercijarna regulacija koja podrazumijeva snagu koja se može nalogom dispečera angažirati dapravovremeno osigura svoj doprinos sekundarnoj regulaciji. U održavanju ravnoteže između snage proizvodnje i snage potrošnje značajno sudjeluje primarnaregulacija, odnosno svi generatori jednog ili više elektroenergetskih sustava u paralelnom radu.Uspostavom ravnoteže između proizvodnje i potrošnje, djelovanjem primarne regulacije, frekvencija sestabilizira na nekoj kvazistacionarnoj vrijednosti, koja se zbog statizma regulatora razlikuje od nominalne. Omjer promjene snage ∆P uzrokovan poremećajem u sustavu i kvazistacionarnog odstupanjafrekvencije ∆f kao posljedice tog poremećaja određen je relacijom : K= ∆P (1) ∆fi zbog fizikalne dimenzije MWs često se naziva regulacijskom energijom elektroenergetskog sustava. Ako više EES-a radi paralelno svaki poremećaj u bilo kojem od EES-a u paralelnom radu ima zaposljedicu promjenu frekvencije u tom tehnički jedinstvenom EES-u. Promjena frekvencije, za istu razinuporemećaja, bit će manja. Drugim riječima, vrijedit će ista relacija (1) s tim što sada K predstavlja sumu K-ova n elektroenergetskih sustava u paralelnom radu ili n (2) ∆P = ∑ K ∗ ∆f 1 Nastali poremećaj otklonit će svi sustavi u interkonekciji, a svaki sustav bi trebao sudjelovati uotklanjanju poremećaja s istim udjelom s kojim sudjeluje u ukupnoj proizvodnji u trenutku poremećaja, paće tako rezultat djelovanja primarne regulacije, osim stabililiziranja frekvencije na kvazistacionarnojvrijednosti, biti i uspostavljanje snaga razmjene između elektroenergetskih sustava u interkonekciji navrijednostima različitim od ugovorenih. Sekundarna regulacija, kao dio ukupne regulacije frekvencije i snage razmjene u EES-u,nastavlja se na učinak primarne regulacije i dovršava uspostavljanje, nakon poremećaja, prvobitnihvrijednosti snaga razmjene i frekvencije. No, dok primarni regulatori djeluju kao da se radi o jedinstvenomelektroenergetskom sustavu međusobno se ispomažući, sekundarni regulator svakog odelektroenergetskih sustava u paralelnom radu provjerava da li je poremećaj nastao u vlastitoj mreži ilinegdje drugdje i intervenira samo u slučaju da je poremećaj nastao u vlastitoj mreži. Sekundarni regulator računa ukupnu regulacijsku grešku svog regulacijskog područja, koja jeodređena izrazom: Gi = ∆Pi + λri ∗ ∆f (3) gdje je: ∆Pi= odstupanje stvarne snage razmjene i-tog regulacijskog područja od ugovorene λri = konstanta udešena na regulatoru i-tog regulacijskog područja ∆f = f – f0 = trenutačno odstupanje frekvencije od nominalne vrijednostii intervenirajući za iznos te greške (šalje zahtjeve prema regulacijskim elektranama), svodi regulacijskugrešku područja na nulu. Kada je konstanta na sekundarnom regulatoru λi u svim regulacijskimpodručjima postavljena na vrijednost koja odgovara regulacijskoj konstanti Ki tog područja, poremećaj kojinastane u jednom od EES-a bit će reguliran samo djelovanjem sekundarnog regulatora regulacijskogpodručja u kojem je nastao.28

Str. 24 C2 – 03 Radna točka regulacijskih elektrana mora biti između krajnjih točaka regulacijskog opsega, kakobi uvijek postojala mogućnost udovoljavanja zahtjevima sekundarnog regulatora, bilo za povećanjem biloza smanjenjem snage proizvodnje (sekundarna regulacijska rezerva). Ukoliko se, međutim, sekundarnaregulacijska rezerva iscrpi, a evidentan je poremećaj trajnijeg karaktera (npr. kvar na nekoj od elektrana)nužno je angažirati tzv. minutnu tercijarnu regulaciju. Snaga potrebna za tercijarnu regulaciju može seangažirati: iz eventualne rotirajuće rezerve, nalogom dispečera za stavljanje u pogon plinske elektrane ilihidroelektrane, koje mogu biti u pogonu za nekoliko minuta, ili (ukoliko te mogućnosti ne postoje)tercijarnom rezervom nekog od susjednih elektroenergetskih sustava.3. TEHNIČKO RJEŠENJE SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE U NDC ZAGREB Kada se Hrvatska elektroprivreda 1991.godine našla u poziciji rješavanja sekundarne regulacijefrekvencije i snage razmjene, izvedena je revitalizacija nekih dijelova sustava, te je omogućenazajednička regulacija frekvencije i snage EES-a Hrvatske, Slovenije i Bosne i Hercegovine, te još dvaneimenovana elektroenergetska sustava. Osnovne sastavnice sustava automatske sekundarne regulacijeu NDC-u, koji je koncipiran u dvije hijerarhijske razine su digitalni regulator, potpuno samostalan uređajkoji regulira frekvenciju mreže i/ili snagu razmjene EES-a Hrvatske ili dogovorom stvoreneelektroprivredne asocijacije i okviru svojih funkcija komunicira s nadređenim sustavom za komunikacijučovjek-stroj (KČS), koje služi za parametriranje i prikaz, te povijesno praćenje rezultata rada regulatora.3.1. Digitalni regulator Digitalni regulator omogućava sekundarnu regulaciju u sklopu elektroenergetskog sustava kojimože biti : Hrvatska – samostalna regulacija (algoritam 0), Hrvatska + Slovenija + Bosna i Hercegovina(pri čemu se Slovenija i Bosna tretiraju kao regulacijske elektrane), asocijacija: Hrvatska + Slovenija +Bosna i Hercegovina + rezervna članica 1 + rezervna članica 2, pri čemu HEP može biti ili vodeći iliprateći centar. U sadašnjim uvjetima regulacija radi po algoritmu 0, uz istovremenu regulaciju i frekvencijui snage razmjene sa susjednim EES-ima, sa zahtjevom I = ∆P + λr ∗ ∆f . Osim trenutnih mjerenja radnih snaga na dalekovodima razmjene, radnih snaga regulacijskihelektrana i mjerenja frekvencije, ulazni podaci za sekundarni regulator, nužni za računanje regulacijskegreške područja, te raspodjele intervencije sustava na elektrane u regulaciji su: planirana snaga razmjeneza tekući sat P0, konstanta sekundarnog regulatora λ, nominalna vrijednost frekvencije f0, regulacijskopodručje za svaku od regulacijskih elektrana određeno minimalnom, maksimalnom i baznom snagomelektrane, koje elektrane i koji dalekovodi sudjeluju trenutno u regulaciji. Sekundarni regulator, na osnovi tih ulaznih podataka koristeći izraz: I = ∆P + λr ∗ ∆f (4)izračunava i integrira u vremenu regulacijsku grešku područja, odnosno intervenciju za cijeli sustav. Za svaku elektranu u regulaciji, regulator, na osnovi podataka iz voznog reda o minimalnoj,maksimalnoj i baznoj snazi elektrane, računa faktor učešća i to odvojeno za dio regulacijskog opsegaispod (alfa dolje αd) i iznad (alfa gore αg) bazne snage elektrane. Umnožak faktora učešća i tražene snage regulacije daje traženu snagu regulacije pojedineregulacijske elektrane, a kada se tom umnošku doda bazna snaga elektrane dobije se tražena ukupnasnaga regulacijske elektrane, tj. Ptej = αej ∗ (I + Pe – Poe) + Poej (5) Razlika između tražene snage regulacijske elektrane i njene trenutne snage Ptej - Pej predstavljaintervenciju na elektranu, a iznos te intervencije i regulacijski impulsi “VIŠE” i “NIŽE” (ovisno o predznakuintervencije) šalju se, komunikacijskim kanalima regulacijskoj elektrani, gdje se taj zahtjev raspoređuje napojedine generatore. Iako je digitalni regulator samostalan uređaj s opisanim funkcijama, povezan je serijskom linijom snadređenim računalom i ukoliko nije u lokalnom modu rada, periodički izmjenjuje poruke s nadređenimračunalom, koje predstavlja korisničko sučelje. 29

Str. 25C2 – 033.2. Sustav za komunikaciju čovjek-sustav Sustav se sastoji od pratećeg i vodećeg računala, s instaliranim SCADA sustavom PROZA R/F idodatnim programskim modulima za vezu s ostalim sustavima: SCADA sustavom PROZA 11 D/R,podsustavom za vozni red i digitalnim regulatorom. Vodeće i prateće računalo rade u u modu vrućerezerve (hot-standby). Osnova programskog sustava za komunikaciju čovjek – sustav sekundarneregulacije snage i frekvencije je SCADA sustav PROZA R/F s dodatnim programskim modulima, koji uovoj specifičnoj primjeni podržava funkcije prikaza, izvještaja i pohranjivanja podataka, te osiguravasljedeće: prikupljanje i obradu podataka iz digitalnog regulatora za sekundarnu regulaciju snage ifrekvencije; kontrolu rada sustava PROZA R/F; dinamičke prikaze (postavnih veličina frekvencije i iznosasnaga razmjene, trenutačne vrijednosti frekvencije i snaga razmjene, odstupanja trenutačnih vrijednostisnaga razmjene od zadanih, parametara elektrana: status više-niže, gornja, osnovna i donja snaga, faktoručešća elektrane u regulaciji); izbor izvora podataka mjerenja (SCADA sustav, sustav mjerenja izvanSDV-a, ručni upis, analogna mjerenja); arhiviranje iznosa mjerenja; prijenos arhiviranih podataka naračunala lokalne mreže; prikaz liste alarma.4. PREPORUKE UCTE-A ZA SEKUNDARNU REGULACIJU FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE I PRIMJENA U NDC ZAGREB Sekundarna regulacija smije se koristiti samo za ispravljanje trenutačne ukupne regulacijskegreške područja. Regulacija energije nije dozvoljena (npr. smanjenje neželjenih razmjena energije) jermože narušiti stabilnost regulacije sustava. U daljnjem tekstu, bit će kratko navedene preporuke iznijete udokumentu: “Ground rules concerning primary and secondary control of frequency and active powerwithin the UCPTE” (01.06.1998).4.1. Zahtijevana sekundarna regulacijska rezerva Za ispravke različito velikih odstupanja u različito velikim regulacijskim područjima, koje se morajudogoditi za nekoliko minuta, preporučuje se sljedeća sekundarna regulacijska rezerva: Preg ≥ a ∗P max +b 2 - b (6)gdje je: Preg zahtijevana vrijednost sekundarne regulacijske rezerve (MW), Pmax očekivana maksimalna snaga potrošnje regulacijskog područja za promatrano razdoblje (MW), a a i b empirijski utvrđene vrijednosti a = 10 MW, b = 150 MW. Da bi bilo dovoljno manevarskog prostora pri smanjivanju kao i pri povećavanju opterećenja,preporučuje se održavati u cijelom regulacijskom opsegu jednu snagu, koja bi otprilike odgovaraladvostrukoj zahtijevanoj sekundarnoj regulacijskoj rezervi u normalnoj eksploataciji.4.2. Parametri regulacije Povratak frekvencije i snage razmjene na zadane vrijednosti pod djelovanjem sekundarneregulacije mora započeti najkasnije 30 sekundi nakon poremećaja i završiti nakon 15 minuta. Brzinapromjene snage generatora koji su u sekundarnoj regulaciji daje se u postocima nazivne snageregulacijskih generatora po jedinici vremena i zavisi od vrste generatora. Postavne veličine na regulatorupromatraju se kroz: postojanje proporcionalnog i integralnog člana (za pravovremeno vraćanje frekvencijei snage razmjene na njihove zadane vrijednosti potrebno je koristiti oba člana regulacijske funkcije): β ∗ Gi 1 Gi ∗ dt ∫∆Pdi =− − Tr (7)gdje je: ∆Pdi regulacijska naredba za promjenu snaga agregata u sekundarnoj regulaciji i -tog regulacijskog područja, ß - proporcionalni član regulatora, Gi - ukupna regulacijska greška i -tog regulacijskog područja, Tr - vremenska konstanta integracije regulatora.30

Str. 26 C2 – 03 Konstanta Kri koja se podešava na regulatoru i -tog regulacijskog područja, treba biti jednakavrijednosti regulacijske konstante tog područja λi. S obzirom da se regulacijska konstanta jednogregulacijskog područja mijenja prema trenutačnoj snazi proizvodnje, poželjno ju je redovito prilagođavatiKri promjenama snage proizvodnje. U informatiziranom vođenju pogona, moguće je podešavanjeautomatizirati (npr satno), prema:Kri = λi. = 100 ∗ Pi = 0,17 ∗ Pi , (8) si ∗ fgdje je: si = su preporučeni statizam u UCTE-u = 12%, λi. - trenutačna regulacijska konstanta i -tog regulacijskog područja (MW/Hz), Pi - trenutačna proizvodnja i -tog regulacijskog područja. Ujedno konstanta Kri ne smije se mijenjati tijekom poremećaja, jer bi takva intervencija bila usuprotnosti s principima sekundarne regulacije. Regulacijski parametri ß (proporcionalni član regulatora)može se podešavati na vrijednosti između 10 i 50, a Tr (vremenska konstanta integracije regulatora) morabiti u intervalu od 50 do 200 sekundi. Preciznost mjerenja mora biti 0,5 do 1,5% (za mjerenja djelatnesnage) i 1,0 do 1,5% (za mjerenja frekvencije). Vremenski ciklus očitavanja mjerenja mora biti između 0,1do 2 sekunde, a vremenski ciklus regulatora 1 do 2 sekunde.4.3. Zadane vrijednosti Zadani iznosi frekvencije i dogovorene snage razmjene trebaju se u sekundarni regulatorregulacijskog područja uvoditi prema određenim pravilima.4.3.1. Zadana vrijednost frekvencije Tijekom razdoblja kada je potrebno mijenjati iznos frekvencije – izjednačavanje sinkronog vremenasustava s astronomskim vremenom, potrebno je također promijeniti zadane vrijednosti na agregatima uprimarnoj regulaciji, kako se u tom vremenu ne bi djelomično koristila primarna regulacijska snaga.4.3.2. Ublažavanje naglih promjena bazne snage razmjene Način uvođenja zadane vrijednosti snage razmjene, prema preporukama UCTE-a, primijenjen jeu NDC Zagreb i realiziran programskim automatizmom unutar sustava PROZA R/F, poznat korisnicimakao “metoda rampe” . Algebarski zbroj satnih programa razmjene dogovorenih između jednog regulacijskog područja injegovih susjeda predstavlja sekundarnom regulatoru regulacijskog područja zadanu vrijednost snagerazmjene (vozni red). Svaki puni sat mijenja se vozni red bazne snage razmjene HEP-a. Programskisustav mora osigurati da ta promjena ne bude skokovito veća od 100 MW, kako bi se izbjegla većafluktuacija snaga na interkonektivnim vodovima tijekom promjene programa razmjene. To je realiziranoautomatskim programskim mehanizmom ublažavanja nagle promjene bazne snage. Zadatak “rampe” jeda, umjesto skokovite promjene u puni sat, postepeno mijenja baznu snagu tijekom 10 minutnog intervalai to tako da, počevši 5 minuta prije punog sata s trenutnom baznom snagom, dosegne baznu snagu zaslijedeći sat 5 minuta nakon punog sata. Unutar tih 10 minuta korekcija se odvija periodički i to za iznosizračunat iz preostale razlike trenutne od ciljne vrijednosti ovisno o vremenu preostalom za korekciju(prema jednadžbi pravca kroz dvije točke). Procedura se automatski pokreće u xx:55 minuta, a završava u yy:05 minuta, gdje su: xx-tekućisat ,yy- xx + 1 sat i sastoji se od sljedećih koraka: 1. Očitavanje iznosa P0 iz voznog reda (P0V) (ako se očitava u vremenu 5 minuta prije punog sata, tada je P0V iznos iz voznog reda za sljedeći sat, a za očitanja nakon punog sata P0V je iznos za tekući sat) 2. Izračunavanje razlike PR = P0V - P0, te primjena metode rampe, ako pri prvom izračunu razlike vrijedi : | PR | > 100 MW. 31

Str. 27C2 – 03 Algoritam metode rampe definiran je sljedećom procedurom: 1. Odredi se jednadžba pravca p kroz točke (t1, P1) i (t2,P2), gdje je : t1 – vrijeme ( trenutačno vrijeme); t2 – vrijeme (yy:05); P1 – trenutna bazna snaga u trenutku t1; P2 – bazna snaga učitana iz voznog reda za sat yy: P0V. 2. Iznos bazne snage koja se šalje regulatoru je ordinata točke na pravcu p, za apscisu t = t1 + 1. Izračunavanje bazne snage prema opisanoj proceduri izvodi se periodički prema unaprijedzadanom periodu (od 1 do 60 sekundi). Primjena metode rampe shematski je prikazana na slici 1. Slika 1.4.3.2.1. Uvjeti pokretanja i prestanka djelovanja metode rampe Metoda rampe će biti automatski pokrenuta u sljedećim slučajevima: 3. U xx:55:00, uz uvjete: iznos bazne snage P0 nije ručno upisan i | PR | > 100 MW. 4. U yy:00:00, uz uvjete: u razdoblju xx:55:00 – xx:55:59 metoda rampe je bila prekinuta ručnim upisom P0 i | PR | > 100 MW. 5. U bilo kojem trenutku u razdoblju xx:55:00 – xx:55:59, uz uvjete: uklonjen je ručni upis P0 (akcija operatera) i | PR | > 100 MW. Metoda rampe će biti prekinuta u sljedećim uvjetima: 1. U yy:05:00 bezuvjetno. 2. U bilo kojem trenutku u razdoblju xx:55:00 – yy:05:00, kada je ručno upisana bazna snaga P0.4.3.2.2. Način obrade ručnog upisa bazne snage P0 U svakom trenutku operater može blokirati aktiviranje “rampe” ili prekinuti njenu aktivnost biloblokiranjem cijele funkcije bilo unosom nadomjesne vrijednosti bazne snage razmjene. Mogućnostiutjecaja operatera na automatski postupak “rampe” su sljedeće: • blokada aktiviranja ili rada “rampe” sve do deblokade; • deblokada tj. omogućavanje aktiviranja ili rada “rampe”; • intervencija u rad “rampe” prije punog sata unosom nadomjesne vrijednosti bazne snage; • intervencija u rad “rampe” nakon punog sata - unosom nadomjesne vrijednosti bazne snage ; • uklanjanje nadomjesne vrijednosti bazne snage uzrokuje da “rampa” automatski restaurira baznu snagu iz voznog reda za tekući sat; • zadavanje perioda korekcije bazne snage razmjene - period može biti od 1 do 60 sekundi, npr. 10,15,20 ili 30 sekundi.32

Str. 28 C2 – 035. ZAKLJUČAK Sustav sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene u NDC Zagreb u ovom trenutku(2003.) radi autonomno, tj. prema vektoru nula. Zbog očekivanja preuzimanja uloge KoordinatoraRegulacijsko-obračunskog bloka Slovenija-Hrvatska-BiH i sve strožih pravila i propisa UCTE-a,CROISMO-Hrvatski nezavisni operator sustava i tržišta pokrenuo je izradu idejnog projekta zamjenesustava sekundarne regulacije frekvencije i snage razmjene, koji bi trebao dati pregled postojećeg stanja,kako opreme u NDC Zagreb, tako i opreme mjernog sustava i opreme u elektranama koje sudjeluju uregulaciji. Ujedno bi idejnim projektom trebalo biti predloženo tehničko rješenje novog sustavasekundarne regulacije u slučaju zadržavanja dijela opreme ili cjelokupne zamjene, kao i predvidivadinamika uvođenja elektrana u sustav sekundarne regulacije snage i frekvencije. Neovisno opredloženom rješenju, kao i izvedbi, sigurno će veliku pozornost trebati posvetiti provjeri kvalitetesekundarne regulacije prema preporukama UCTE-a. LITERATURA[1] “Ground rules concerning primary and secondary control of frequency and active power within the UCTE”, 1998[2] “Sekundarna regulacija frekvencije i snage u EES HEP”, Idejno rješenje, Elektrotehnički fakultet Zagreb (Zavod za visoki napon i energetiku), 1992[3] “Sekundarna regulacija frekvencija-snaga za cjelokupni energetski sustav Hrvatske elektroprivrede”, Idejno rješenje, Fakultet elektrotehnike i računarstva, Zagreb (Zavod za visoki napon i energetiku), 1995[4] “Preporuke za primarnu i sekundarnu regulaciju frekvencije i snage razmjene u UCPTE” , 1995[5] “Projektna dokumentacija digitalnog regulatora snage i frekvencije u NDC Zagreb, Eurus d.d. Zagreb, 1993. 33

Str. 29HRVATSKI KOMITET MEĐUNARODNOG VIJEĆA C2 – 08ZA VELIKE ELEKTRIČNE SISTEME, ZAGREB, Berislavićeva 6ŠESTO SAVJETOVANJECAVTAT, 09. - 13. studenoga 2003.mr. sc. Nikola Rusanov, dipl. ing.Husnija Ferizović, dipl. ing.JP Elektroprivreda BiH PODFREKVENTNO RASTEREĆENJE U EES BIH SAŽETAK Podfrekventna zaštita je jedna od najvažnijih sistemskih zaštita pri pojavi velikih poremećajaizazvanih strukturnim promjenama u EES-u (ispadi velikih generatorskih jedinica, interkonektivnih vodovapreko kojih se uvozi energija). U slučaju velikih deficita u interkonektivnim sistemima, nužno je kontrolisativarijacije frekvencije u cijelom sistemu ili izdvojenim dijelovima uravnoteženjem proizvodnje i potrošnje. Uoba slučaja mora funkcionisati zajednički i koordinirani plan automatskog podfrekventnog rasterećenja. Uopsegu između 50 i 49 Hz, sve zemlje aktiviraju raspoložive rezerve snage kao što je obrtna rezerva,isključenje pumpi, promjena režima rada PHE iz pumpnog u generatorski režim, start hidro jedinica igasnih turbina i sl. Najveće rasterećenje sistema je u opsegu frekvencije između 49 i 48 Hz. U nekimzemljama, postoje i dodatni stepeni ispod 47.5 Hz. Većina termo jedinica se isključuje sa mreže na ovompragu u cilju da se spasi njihovo pomoćno napajanje. Cilj referata je da se upotrebom programskogpaketa PSS/E prezentiraju efekti podfrekventne zaštite na rad EES BiH pri pojavi strukturnih poremećaja,pri kojima dolazi do odvajanja od EES HEP-a i pojave deficita snage. Ključne riječi: Frekventni poremećaji, podfrekventno rasterećenje, gubitak proizvodnje, ispad interkonektivnog voda.UNDER FREQUENCY LOAD SHEDDING IN POWER SYSTEM OF BIHSUMMARY Load shedding protection is one of the most important protections of power system under mayorfrequency disturbances caused changing of topology of power system (lost of generation, outageinterconnections lines for import energy). In case of large deficit in an interconnected system, it isessential to control frequency variation in whole system or the islanded parts by balancing generation andload. In booth cases, a common and co-ordinated automatic under frequency load shedding schememust operate. In range between 50 and 49 Hz, all counties activate available power reserve such asspinning reserve, pump shedding, change from pump to generation mode, start of hydro unit and gasturbine etc. Most of the load shedding is done between 49 and 48 Hz. In some countries, there are someadditional steps down to 47.5 Hz. Most of the thermal units are disconnected from the grid at thisthreshold in order to save their auxiliary supply. The aim of this paper is presentation effects underfrequency load shedding on the operation of power system of BiH, by using software package PSS/E,because of appear changing of topology under which coming to unbundling power system of BiH frompower system of HEP and appears deficit in power system of BiH.Key words: Frequency disturbances, under frequency load shedding, lost of generation, outage interconnection line. 67

Str. 30C2 – 081. UVOD Najveći dio vremena svaki EES provodi u normalnom radnom (sigurnom) režimu kada su sve potrebepotrošača zadovoljene, odnosno uspostavljen je bilans aktivnih i reaktivnih snaga u svim čvorištima EES anapon, frekvencija kao i druge karakteristične promjenljive sistema nalaze se u granicama dozvoljenihvrijednosti. U takvim uvjetima ukupna potrošnja sistema mijenja se od neke minimalne do maksimalnevrijednosti i u tom procesu permanentnih promjena proizvedenih i utrošenih aktivnih snaga u sistemu,održavanje ravnoteže između proizvodnje generatora i zahtijeva potrošača, uz postojanje primjerene obrtnerezerve, postiže se automatskom regulacijom frekvencije i aktivnih snaga. Održavanje frekvencije u uskimgranicama zahtijeva od isporučioca električne energije, odnosno proizvođača, da imaju karakteristike koje unajkraćem vremenu treba da saniraju promjene u bilansu snage. Međutim, kod većih strukturnih poremećaja, kao što su kaskadni ispadi generatora i/ili prijenosnihelemenata, može se dogoditi da debalans snage u pogođenom sistemu ili nekom njegovom dijelu budetakav da tehničko – tehnološke karakteristike regulatora snage (brzine) objektivno nisu u mogućnosti daprate promjene frekvencije. U takvim slučajevima podfrekventna zaštita kojom se privremeno isključuje(\"žrtvuje\") dio potrošača je praktično jedina efikasna mjera za spriječavanje pada frekvencije ispodtolerantnih granica i totalnog raspada sistema. Naravno, svi potrošači nisu jednako osjetljivi na promjenefrekvencije ili trajanje isključenja (beznaponskog stanja), pa određivanje (kategorizacija) potrošača istepena u kojem će biti isključeni treba biti predmet detaljnih analiza. Realizacija sistema podfrekventne zaštite treba da se zasniva na detaljnim analizamapredmetnog EES-a pri čemu su od suštinskog uticaja na karakter promjene frekvencije elektromehaničkiparametri generatora, u prvom redu inercije obrtnih masa, karakteristike turbinskih regulatora, regulatoranapona i uzbudnih sistema, iznos obrtne rezerve te karakteristike potrošača.2. PRAKSA PODFREKVENTNOG RASTEREĆENJA U EUROPI, “PLAN ZAŠTITE PROTIV VELIKIH POREMEĆAJA” U slučaju velikih deficita u interkonektivnim sistemima, nužno je kontrolirati varijaciju frekvencije ucijelom sistemu ili izdvojenim dijelovima uravnoteženjem proizvodnje i potrošnje. U oba slučaja morafunkcionirati zajednički i koordinirani plan automatskog podfrekventnog rasterećenja. Europski sistem(članice UCTE) se vodi sve vrijeme sa primarnom obrtnom rezervom uglavnom u opsegu 2 – 5% odopterećenja sistema. Posljednje diskusije u komisijama UCTE predlažu smanjenje ove rezerve na fiksniiznos od 3000 MW, koji se mora moći angažirati u roku od 30 sekundi. U opsegu između 50 i 49 Hz, sve zemlje aktiviraju raspoloživu rezervu snage kao što je obrtnarezerva, isključenje pumpi, promjena režima rada reverzibilne HE iz pumpnog u generatorski, start hidrojedinica i gasnih turbina, promjena načina rada HVDC veza i sl. U gotovo svim evropskim zemljama, prvistepen rasterećenja sistema je oko 49 Hz, samo u Švicarskoj, Belgiji i bivšoj Jugoslaviji prvi stepen je49,5 Hz; 49,4 i 49,2 Hz respektivno. U Italiji, prvih sedam stepeni rasterećenja sistema su po ∆f i df/dt ilisamo po ∆f kriteriju. Ovo znači da od 4 do 28 % opterećenja može biti isključeno na 49,1 Hz zavisno odvrijednosti df/dt. Najveće rasterećenje sistema je u opsegu frekvencije između 49 i 48 Hz. U nekimzemljama, postoje i dodatni stepeni ispod 47,5 Hz. Većina termo jedinica se isključuje sa mreže na ovom pragu u cilju da se spasi njihovo pomoćnonapajanje. Općenito, u UCTE, rasterećenje sistema se radi bez namjernog vremenskog kašnjenja.Vremensko kašnjenje zavisi od specijalnih situacija u mreži i jedino su dozvoljena u Portugalu i nekimpartnerima NORDEL-a.2.1. Preporuke UNIPEDE uvažavajući principe plana rasterećenja sistema Pošto su nacionalne (državne) interkonektivne mreže u principu međusobno učvorene, debalanssnage će uticati na cijeli sistem i koordinacija različitih partnera u uslovima podfrekventnog rasterećenjasistema mora strogo biti poštovana. Frekventni opseg se definira u dijapazonu od nominalne frekvencijedo minimalne frekvencije, odnosno frekventnog praga termo jedinica. Frekventni opseg se dijeli u trioblasti (dijela): 50 – 49 Hz, 49 – 48 Hz, ispod 48 Hz. Prva oblast je proces normalnog obnavljanja frekvencije (primarno i sekundarno upravljanjefrekvencijom). Smatra se da dovoljna primarna (obrtna) rezerva mora biti osigurana i jedinice kojenapajaju sistem (proizvodne jedinice) moraju osigurati odgovarajući dinamički odziv u obliku:68

Str. 31 C2 – 08 • stalnog i prolaznog statizma; • vremena trajanja minimalne frekvencije; • vremena uspostavljanja nove ustaljene frekvencije. Pored toga, svaka od mogućih mjera trebala bi biti uzeta u obzir da se stabilizira i normalizirafrekvencija: • isključenje PHE u režimu pumpanja; • uključenje (startanje) hidro i gasnih jedinica; • brza promjena zadane vrijednosti snage HVDC vodova; • upravljanje potrošnjom. Druga oblast je predviđena za plan zajedničkog rasterećenja sistema – “visok prag” (49 Hz) jeizabran da se dozvole akcije primarne i sekundarne regulacije. “Nizak prag” (48 Hz) bi trebao spriječitidostizanje minimalne vrijednosti frekvencije termo jedinica na kojoj se ove jedinice isključuju sa najčešćimpodešenjem na 47,5 Hz. Cilj koordinacije rasterećenja sistema i regulacije frekvencije u interkonekcijimora biti održavanje mreže u interkonekciji tako dugo dok je frekvencija iznad 48 Hz. Ispod 48 Hz svakazemlja/kompanija je slobodna da odvoji svoju mrežu od susjedne. U tome smislu, preporuka UCTE je dasvaki partner (član interkonekcije) može izdvojiti svoju mrežu od susjedne ako frekvencija padne ispodvrijednosti 49,5 Hz, međutim bez obaveze da to uradi.2.2. Preporuke UNIPEDE za primjenu rasterećenja sistema• Vremena djelovanja različitih stepeni rasterećenja sistema trebala bi biti usklađena, što podrazumijeva da rasterećenje sistema ne bi trebalo da ima kašnjenje, ili da ima što je moguće manje kašnjenje.• Opterećenje bi trebalo biti podijeljeno u manje dijelove (tj. rasterećenje sistema mora se izvoditi na nižem naponskom nivou).• Maksimalan iznos rasterećenja sistema trebao bi biti ograničen na 40 – 50 % ukupnog opterećenja sistema da se ograniči rizik od naponske nestabilnosti kao posljedica kolapsa frekvencije.• Definirana su tri opsega frekventne skale u odnosu na udio opterećenja i preporučuju se sljedeće proporcije:49,0 Hz - 48,8 Hz 15 % trenutnog opterećenja;48,7 Hz - 48,4 Hz 15 % trenutnog opterećenja;48,3 Hz - 48,0 Hz 15 % trenutnog opterećenja. Preporučuje se da prvi frekventni nivo bude jednak za sve partnere (članice) interkonekcije, izborbroja stepeni za svaki opseg prepušta se članicama. Specifična pozicija Talijanske mreže u interkonekcijiUCTE i specijalno njena longitudinalna struktura uslovila je da “ENEL” bazira svoju strategiju rasterećenjasistema na informaciji o frekvenciji, vremenskoj promjeni frekvencije i procedurama upravljanja u nuždi uskladu sa mogućnostima ili odvajanju dijela sistema (npr. Sicilija, Južna Italija,…). Plan automatskograsterećenja sistema u ENEL-u zasniva se na isključivanju oko 50 % ukupnog opterećenja, akcijamaupravljanja u nuždi i izoliranom radu (djelimično ili potpuno). U cilju izbjegavanja težih posljedica uzrokovanih promjenom frekvencije, rasterećenjem sistema seograničava pad frekvencije i na taj način eliminiraju mogućnosti isključenja jedinica za veliki broj različitihnepredviđenih situacija – pogonskih događaja. Ukupno opterećenje predviđeno za isključenje podijeljeno je u14 stepeni. Prvih 7 stepeni radi na bazi kombinacije frekvencije i njene vremenske promjene, narednih 7stepeni radi samo na bazi frekvencije (opseg frekventnog praga je od 49,1 – 47,7 Hz). Ovaj plan automatskograsterećenja sistema zahtijeva veliku selektivnost i pouzdanost mjerenja promjene frekvencije i realiziran jezahvaljujući digitalnim relejima za rasterećenje sistema (EAC). EAC procjenjuje vrijednost frekvencije na baziprolaska napona kroz nulu i simulira se na ENEL-om simulatoru sistema. Algoritam je zasnovan na dvostrukojprosječnoj periodi i koristeći filter za mjerenje, određuje frekvenciju i njenu promjenu. 69

Str. 32C2 – 083. PRIMJER ANALIZE PODFREKVENTNOG RASTEREĆENJA U EP BIH U EP BiH u toku 2001. godine urađena je studija \"Podfrekventno rasterećenje EES-a Bosne iHercegovine\" gdje su u cilju efikasnosti podfrekventne zaštite analizirani efekti strukturnih poremećaja, prikojima dolazi do odvajanja i pojave deficita snage u režimu minimalnog i maksimalnog opterećenja za2001.godinu. Promjena frekvencije i podfrekventno rasterećenje analizira se u vremenskom domenu. Elementimodela elektroenergetskog sistema, relevantni za analizu promjene frekvencije u vremenskom domenu,bazirani su na programskom paketu PSS/E sa modulom za proračun tokova snaga i naponskih prilika(stacionarni režim prije nastanka poremećaja) i modulom za tranzijentnu stabilnost. Kompleksan modelvišestrojnog elektroenergetskog sistema koji se sastoji se od modela generatora, uzbudnih sistema,sistema regulacije snage, potrošača i podfrekventnih releja preuzet je iz biblioteke programskog paketaPSS/E (elementi modela definirani su na osnovu IEEE preporuka, detaljnije o modeliranju elemenatamodela u [L .14, 15.]). Osnovni princip predstavljanja generatora u dinamičkim simulacijama je preko Northon-ovogekvivalenta, odnosno \"pretvaranja\" naponskog izvora u ekvivalentni strujni izvor. Ovo vrijedi za svegeneratore u sistemu pa tako i za referentni čvor. Ulančeni tranzijentni tok rotora i zasićenje magnetskogkola su faktori koji opisuju dinamičko ponašanje sinhrone mašine i definiraju se preko trenutnih vrijednostikao što su tok rotora, brzina obrtanja osovine, ugao rotora i sl. Veoma značajno za dinamičko ponašanjegeneratora u uslovima promjene frekvencije su vremenske konstante rotirajućih masa i trenutnevrijednosti sinkronizacijskih i prigušnih momenata. Ovi efekti su određeni preko relativnih vrijednostisinhrone, tranzijentne i subtranzijentne reaktancije i vremenskih konstanti. Obzirom na raspoloživost podatka o uzbudnim sistemima i regulatorima napona korišteni suslijedeći modeli: tip IEEET1 (uzbudni sistem sa istosmjernom budilicom), tip EXAC1 – IEEE tip AC1(uzbudni sistem sa naizmjeničnom budilicom), tip EXST1 (statički uzbudni sistem) te model limiteramaksimalne pobude tip MAXEX1 koji se pridružuje uzbudnom sistemu sa ulogom zaštite sinhronoggeneratora od prekomjernog zagrijavanja uzrokovanog dugotrajnim povišenjem struje pobude. Kod termoelektrana u EP BiH, brzina povećanja snage, kao posljedica diskretne promjenereferentne vrijednosti, nije veća od 3–5 MW/min. Proces opterećivanja u sklopu sporodjelujuće regulacijeodate snage termo-bloka, pri diskretnoj promjeni na ulazu u turbinski regulator, karakterizira vremenskakonstanta reda 10 sekundi. S druge strane, vremenska konstanta koja karakterizira promjenu snage kotlapri djelovanju na dovod goriva, reda je iznad 100 sekundi [ L.1. ]. U analizama poremećaja čije se trajanjekarakterizira dužim vremenskim intervalom kao što su studije podfrekventnog rasterećenja, regulacijaklasičnih termo-blokova može imati izvjesni uticaj na poboljšanje frekventnih prilika u sistemu. Međutim,imajući u vidu karakteristike regulacije termo-blokova u EP BIH koji u principu rade sa blokiranimregulatorima i nepouzdanost potrebnih podataka neophodnih za modele višeg reda, iz bibliotekeprogramskog paketa PSS/E izabran je model \"TGOV1\" koji reprezentira turbinski regulator sa stalnistatizmom i efekat vremenske konstante međupregrijača. Hidroelektrane mogu imati suštinski uticaj na proces promjene frekvencije u uslovima debalansasnage u izoliranim sistemima. U EP BiH efekti djelovanja hidroelektrana su ograničeni zbog (po pravilu)nedovoljne rotacione i regulacione rezerve. Trenutno su samo tri generatora (G1, G2 i G3) HE Jablanica usekundarnoj regulaciji što obzirom na njihovu snagu i uobičajeno opterećenje ne osigurava adekvatnu rezervuza moguće poremećaje koji bi za posljedicu imali opadanje frekvencije u sistemu. Pretpostavljeno je danavedena tri generatora HE Jablanica mogu odati punu snagu (25 MW, odnosno 0,833 p.u.) u sistem uprelaznom procesu promjene frekvencije. Pored toga, slično kao i za termo-blokove, nepouzdanost potrebnihpodataka neophodnih za modele višeg reda, uslovilo je da se iz biblioteke programskog paketa PSS/E izaberenelinearni model “HYGOV” kao reprezentni model sistema turbinske regulacije hidro agregata. Ovaj modeldaje pojednostavljenu predstavu hidrauličnog dijela elektrane sa dovodnim tunelom, bez ograničenja upogledu konstruktivnog pada i bez modela vodostana kako je to detaljnije opisano u [L.9, 14.]. Prijenosna mreža naponskog nivoa 400, 220 i 110 kV modelirana je na klasičan način kao ''π''četveropoli sa koncentriranim parametrima R, X i B. Pored toga, u cilju dobijanja tačnijih rezultata,uvedena je zavisnost X,B=f(ω), odnosno zavisnost parametara voda u funkciji frekvencije preko modela''NETFREQ'' programskog paketa PSS/E. U općem slučaju, kompleksno opterećenje jednog potrošačkog čvora napajanog iz TS 110/x kV isvedenog na sabirnice 110 kV strukturno se sastoji od potrošača koji svoje karakteristike ne mijenjaju pripromjeni frekvencije (potrošači koji se mogu modelirati konstantnom admitancijom), ali i od potrošača čijese karakteristike mijenjaju pri promjeni frekvencije (potrošači koji se modeliraju konstantnom snagom ilikonstantnom strujom). Dinamičke karakteristike potrošača definiraju se kao zavisnost aktivne i reaktivnesnage u funkciji promjene napona i frekvencije, odnosno:70

Str. 33 C2 – 08P,Q = ϕ⎛⎜⎜U ; f ; dU ; df ; d 2U ; d2 f ;…⎟⎟⎞ (1) ⎝ dt dt dt 2 dt 2 ⎠ Model opterećenja potrošača osjetljivih na promjenu frekvencije, a koji se u stacionarnom stanjudefiniraju kao opterećenja konstantne snage, u dinamičkim simulacijama mogu se predstaviti relacijama:P = P0 ⎜⎝⎜⎛ ω ⎟⎞⎠⎟ m ; Q = Q0 ⎛⎜⎝⎜ ω ⎞⎟⎠⎟ n (2) ω0 ω0dok se opterećenja potrošača koji se definiraju kao opterećenja konstantne struje mogu predstaviti relacijom:( ) ( )I P + jIQ I P0 ⎜⎛⎜⎝ ω ⎟⎟⎠⎞ k (3) = + jI Q0 ω0gdje su sa indeksom “0” označene odgovarajuće vrijednosti kod frekvencije 50 Hz (na bazi proračunatokova snaga), a eksponenti “m”, “n” i “k” zavise od strukture potrošačkog čvora, a u konkretnoj studiji odkarakteristika potrošača ili grupe potrošača koje se u odgovarajućem stepenu isključuju djelovanjempodfrekventne zaštite. U konzumu JP Elektroprivreda BiH skoro 50% potrošnje otpada na domaćinstva, što je uzneraspoloživost podataka o strukturi kompleksnog potrošačkog čvora svedenog na sabirnice 110 kV,opredijelilo Autore da uprosječe karakteristike i modeliraju opterećenja na sabirnicama 110 kV sakonstantnom admitancijom (50%), konstantnom snagom (25%) i konstantnom strujom (25%) uzpretpostavku da promjena frekvencije u dijapazonu koji obrađuje studija (48 - 50 Hz) ne utiče značajnijena promjenu snage. Opterećenja sabirnica 110 kV EP HZHB i ERS modelirana su na isti način osimopterećenja EAL-a koje je predstavljeno u cijelosti konstantnom snagom. U situacijama deficita snage, potrošački odvodi se isključuju u takvom poretku da se odvod sanajmanjim prioritetom isključuje prvi a odvod sa najvećim prioritetom se isključuje posljednji. U EP BiH zapotrebe rasterećenja sistema najviše su u upotrebi podfrekventni releji tipa SPAF 340 C, proizvođačaABB. Relej ima četiri zaštitna stepena. Korištenjem sva četiri stepena, dodjeljujući svakom stepenuvlastitu vrijednost podešenja (Hz) i vrijeme djelovanja (s), rasterećenje sistema treba biti adekvatnonastalom deficitu. Vrijeme djelovanja podfrekventne funkcije je relativno dugo (5s) što je adekvatnosituacijama kada je deficit snage manji i opadanje frekvencije sporije. Pored standardne podfrekventnefunkcije releja, svaki zaštitni stepen uključuje i kombinaciju podfrekventne i df/dt funkcije što je mjeratežine nastalog poremećaja. Vrijeme djelovanja kombinirane podfrekventne i df/dt funkcije je kratko, (0.2s) koliko je potrebno releju da sigurno utvrdi da je nastalo opadanje frekvencije, tj. da nisu u pitanjuoscilacije sistema. Ova kombinirana zaštita je namijenjena za djelovanje u situacijama kada se deficitsnage u sistemu pojavljuje iznenada, odnosno frekvencija rapidno opada. U slučajevima kada se koristisamo podfrekventna funkcija i duže vrijeme djelovanja, frekvencija sistema može iznenada pasti toliko daizazove pobudu djelovanja zaštite generatora i njihovo isključenje čime se dalje povećava deficit snage.Kada je df/dt funkcija kombinirana sa podfrekventnom funkcijom, djelovanje zaštite može biti ubrzanodozvoljavajući ranije isključenje opterećenja i spriječavajući dalji razvoj deficita snage. Funkcija df/dtmože se koristi i kao samostalna, ali je uvijek sigurnije da se koristi u kombinaciji sa podfrekventnomfunkcijom. Za vrijeme normalnog radnog režima sistema u nazivnom frekventnom opsegu mogu sepojaviti brze oscilacije frekvencije. Ako se koristi samo df/dt funkcija, zajedno sa kraćim vremenomdjelovanja (bez podfrekventne funkcije), ove oscilacije mogu izazvati nepotrebna isključenja. Na osnovuovih razmatranja, iz biblioteke podfrekventnih releja programskog paketa PSS/E, izabran je model tipa“DLODSH” koji omogućava modeliranje sljedećih funkcija (u svakom stepenu isključenja): • frekvenciju isključenja (podešenje) releja (Hz) – modul ∆f ; • procentualni iznos snage isključenja u odnosu na početnu snagu svakog čvora; • vrijeme djelovanja releja, odnosno vrijeme između trenutka dostizanja proradne frekvencije i davanja naloga za isključenje, odnosno vremena potrebnog da relej utvrdi da je u sistemu došlo do promjene frekvencije i eventualnog vremenskog zatezanja (s); • osjetljivost na težinu poremećaja, odnosno davanja naloga za isključenje u slučaju da brzina propada frekvencije bude veća od podešene vrijednosti koja je mjera težine poremećaja (Hz/s) – modul df/dt. • vrijeme djelovanja prekidača. 71

Str. 34C2 – 08 Analize su rađene podešenjem djelovanja podfrekventnih releja sa slijedećim snagamaisključenja releja i vremenima djelovanja, uzimajući u obzir i vrijeme djelovanja prekidača: • I stepen 49,2 Hz t = 0,26 s P∑max = 54,52 (+60 ERS) MW P∑min = 21,18 (+27,5 ERS) MW 48,8 Hz t = 0,26 s P∑max = 61,58 MW • II stepen P∑min = 23,27 MW • III stepen 48,4 Hz t = 0,26 s P∑max = 58,27 MW P∑min = 20,92 MW 48,0 Hz t = 0,26 s P∑max = 44,67 MW • IV stepen P∑min = 16,12 MW • vrijeme djelovanja releja u svakom stepenu je 200 ms; • vrijeme djelovanja prekidača je 60 ms. Obzirom na aktuelno stanje modelirani su releji samo na području EP BiH u 45 TS 110/x kV dokna području EP HZ HB i ERS nije bilo ugrađenih podfrekventnih zaštita. Referentna tačka mjerenjafrekvencije je u RP Kakanj i simulacijama u vremenskom domenu praćeno je odstupanje frekvencijesistema od nominalne vrijednosti u relativnim jedinicama, kao i odziv regulacione elektrane HE Jablanica,odnosno promjena njene mehaničke snage uslovljena promjenom frekvencije i djelovanjem turbinskihregulatora. Simulirano je ukupno 17 scenarija odvajanja EES-a EP BiH od I sinhrone zone a kaoilustracija prikazan je jedan od scenarija: Režim rada sistema prije poremećaja: • Tokovi snaga i naponske prilike neposredno pred simulirani poremećaj prikazani su na šemi \"REŽIM MAKSIMALNIH OPTEREĆENJA – 2001.GODINA\". U modeliranom sistemu nema preopterećenih elemenata prijenosne mreže, naponi su u granicama za normalni pogon uz zadovoljenje kriterija sigurnosti (n-1). U EP Bosne i Hercegovine svi agregati su u primarnoj regulaciji, a u sekundarnoj regulaciji tri agregata HE Jablanica sa ukupnom regulacionom rezervom 15 MW. • Bilans snaga po elektroprivredama u BiH je : PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E SAT, JUL 20 2002 11:35EES JP EP BIH - STUDIJA PODFREKVENTNOG RASTERECENJA AREA TOTALSREZIM MAKSIMALNIH OPTERECENJA - 2001. GODINA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIREDAREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 860.0 645.0 0.0 0.0 0.0 200.4 14.6 1.0EP BIH 314.7 280.5 0.0 0.0 197.0 76.3 154.9 3 275.0 407.1 0.0 0.0 0.0 -137.4 5.3 0.0EP HZHB 85.6 174.9 0.0 0.0 83.0 -51.2 44.9 4 0.0 153.0 0.0 0.0 0.0 -156.0 3.0 0.0ERS 0.0 70.0 0.0 0.0 25.3 -66.5 21.8TOTALS 1135.0 1205.1 0.0 0.0 0.0 -93.0 22.9 1.0 • 400.3 525.4 0.0 0.0 305.3 -41.4 221.6 • Snage isključenja podfrekventnih releja po pojedinim stepenima navedene su u prethodnom • dijelu teksta; Opis poremećaja: − ispad DV 220 kV Mostar 4 - Konjsko; − ispad DV 220 kV Mostar 4 - Zakučac; − ispad DV 220 kV Gradačac – Đakovo; − ispad DV 110 kV K. Vakuf – D. Lapac; − ispad DV 110 kV Drvar – B. Petrovac; − ispad G-7 u TE Kakanj (170 MW). Posljedice poremećaja: − sistem EP BIH, EP HZ HB, dijela ERS koji je u I sinkronoj zoni i dijela HEP-a na širem području Dubrovnika, odvojen je od interkonekcije UCTE;72

Str. 35 C2 – 08− deficit snage u odvojenom sistemu je 227 MW;− djelovanje podfrekventnih releja:Djelovanje Frekvencija Vrijeme Gradijent releja isključenja isključenja promjene df/dt (stepen) (Hz) (s) (Hz/s) I 49,021 1,52 -0,662II 48,64 2,16 -0,59III 48,33 3,14 -0,251 • Stabilizacija frekvencije nakon 45 s na vrijednost 49,92 Hz. Simulacija promjene frekvencije, odziv regulacione elektrane HE Jablanica kao i varijacija naponau 220 kV čvoru RP Kakanj, uzrokovana navedenim pogonskim događajima, prikazana je na dijagramu uprilogu.4. ZAKLJUČAK 1. Problematika podfrekventnog rasterećenja aktuelna je za sve elektroenergetske sisteme, bez obzira na njihovu veličinu. Ovoj problematici posvećuje se značajna pažnja jer neadekvatan izbor broja stepeni i frekvencije isključenja može dovesti s jedne strane do neefikasnosti zaštite i teških posljedica kao što su djelimični ili totalni raspadi, ili do prekomjernog (nepotrebnog) isključenja potrošača, što isto tako može izazvati ozbiljne tehničke (u smislu povećanja frekvencije), ali i financijske posljedice. 2. Pogonski događaji, koji su bili uzročnici promjena frekvencije u sistemu, dragocjen su izvor informacija pod uslovom da se raspolaže preciznom hronologijom događaja i relevantnim podacima neposredno pred poremećaj, kao i tranzijentnim (za vrijeme poremećaja) zapisima frekvencije, tokova snaga, napona, djelovanja regulatora i sl. Samo na osnovu upoređenja zapisa stvarnih poremećaja i dijagrama simulacije može se zaključiti o kvalitetu simulacijskog modela. 3. Upoređenjem procenata potrošnje u JP Elektroprivreda BiH koja se isključuje podfrekventnom zaštitom u odnosu na preporuke UNIPEDE, pokazuje da je ona nedovoljna kako u pojedinim stepenima, tako i sumarno. Međutim, u vrijeme izrade ovih analiza podfrekventna zaštita je bila aktivirana samo na području Elektroprivrede BiH, tako da kupci na ovom području snose sve posljedice poremećaja praćenih smanjenjem frekvencije u I sinkronoj zoni u BiH. Nužno je da se podfrekventne zaštite aktiviraju u svim elektroprivrednim kompanijama u BiH, te da se na bazi preporuka UNIPEDE usaglase principi podfrekventnog rasterećenja (snaga isključenja, frekvencija isključenja) na teritoriji BiH. 4. Ne preporučuje se smanjenje proradne frekvencije I stepena sa 49.2 Hz na 49.0 Hz prema preporukama UNIPEDE, obzirom da su simulacije, posebno u režimima minimalnih opterećenja, pokazale da su moguće značajne brzine opadanja frekvencije (iznad –1 Hz/s), pa bi smanjenje proradne frekvencije zbog kašnjenja djelovanja od minimalno 260 ms, uzrokovalo isključenje pri nižim frekvencijama i otežalo zadržavanje frekvencije na zadovoljavajućem nivou. LITERATURA[1] Milan S. Čalović: “REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA – TOM 1 – Regulacija učestanosti i aktivnih snaga” – Beograd 1997. god.[2] Milan S. Čalović: “REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA – TOM 2 – Regulacija napona i reaktivnih snaga” – Beograd 1997. god. 73

Str. 36C2 – 08[3] V. A. Venikov: “PEREHODNIE ELEKTROMEHANIČESKIE PROCESSI V ELEKTRIČESKIH SISTEMAH” – Moskva 1970. god.[4] M. A. Pai: “Computer TECHNIQUES IN POWER SYSTEM ANALYSIS” – New Delhi 1984. god.[5] Slobodan Despotović: “OSNOVI ANALIZE ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA” – Beograd 1962. god.[6] N. Rusanov, H. Ferizović, J. Kovačević, G. Drobnjak: “OSTRVSKI RAD ELEKTRANA U SR BiH” – Studija Instituta za Elektroprivredu BiH” – Sarajevo 1989. god.[7] Dokumentacija o tehničkim parametrima proizvodnih objekata JP EP BiH[8] Anderson, Fuad: “POWER SYSTEM CONTROL AND STABILITY” – Iowa, USA 1977. god.[9] PSS/E – PROGRAM APLICATION GUIDE; PSS/E – PROGRAM OPERATION[10] CIGRE – Task Force 38.02.14: ''ANALYSIS AND MODELLING NEEDS OF POWER SYSTEMS UNDER MAJOR FREQUENCY DISTURBANCES\" – Decembar 1999. god.[11] A. G. Moskaljev: ''AVTOMATIČESKAJA ČASTOTNAJA RAZGRUSKA ENERGETIČESKIH SISTEM'' Moskva 1959. god.[12] Hemon, Lačević, Rusanov, Nikolić: ''AUTOMATSKO FREKVENTNO RASTEREĆENJE SISTEMA'' Elektroprivreda br. 9-10, 1975. god.[13] P. Harrison: ''REFLEXION SUR L' ETABLISSEMENT D' UN PROGRAMME DE D'ELASTAGE'' – Revue Brown Boveri no. 10, october 1980.[14] N. Rusanov, H. Ferizović: ''DINAMIČKE PERFORMANSE EES-a JP ELEKTROPRIVREDA BiH'' – Sarajevo 2000. god.[15] N. Rusanov, H. Ferizović: ''PODFREKVENTNO RASTEREĆENJE ELEKTROENERGETSKOG SISTEMA BOSNE I HERCEGOVINE'' – Sarajevo 2001. god.74

Str. 37 C2 – 08 75

Str. 38C2 – 0876

Str. 39HRVATSKI OGRANAK MEÐUNARODNOG VIJEûA 1 – 08ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE - CIGRÉŠESTI SIMPOZIJ O SUSTAVU VOÐENJA EES-aCAVTAT, 07. - 10. studenog 2004.Aldis ýernicki Mijiü, dipl.ing.mr.sc. Branko Horvat, dipl.ing.Konþar - Inženjering za energetiku i transport, Zagrebmr.sc. Milan Stojsavljeviü, dipl.ing.mr.sc. Darko Nemec, dipl.ing.Institut za elektroprivredu i energetiku, Zagreb SUSTAV SEKUNDARNE REGULACIJE FREKVENCIJE I SNAGE RAZMJENE U TRŽIŠNIM UVJETIMA SAŽETAK Svjetske elektroprivrede, ukljuþivši i hrvatsku, zakoraþile su ili su na pragu da zakoraþe urazdoblje dubokih tehniþkih, financijskih i organizacijskih promjena. Uobiþajena praksa pogona i voÿenjaelektroenergetskih sustava (EES-a) razvijala se u okolini opüenito robusnih i vertikalno ureÿenih sustavas glavnim ekonomskim ciljem smanjenja troškova proizvodnje. No, javljaju se novi izazovi u pogledusigurnosti pogona sustava koji su manje robusni, a kao posljedica novih zahtjeva s radikalnimrestrukturiranjem (preustrojavanjem) elektroenergetskog sektora. Ti izazovi odražavaju se u potrebi zapronalaženjem novih strategija gospodarenja sustavom znaþajnih za preustrojenu elektroprivredu irastuüa ograniþenja koja postavljaju oþuvanje okoliša i ekonomija tržišta. Pred sekundarnu regulaciju frekvencije i snage razmjene takoÿer se postavljaju bitno novizahtjevi u smislu: centralistiþka regulacija – pluralistiþka regulacija, tehniþka povratna veza – ekonomskapovratna veza, regulacija snage – regulacija energije i dr. U referatu su dani novi kriteriji za regulacijufrekvencije i snage razmjene, kao i vrednovanje regulacije u odnosu na dosadašnju praksu. Kljuþne rijeþi: sekundarna regulacije frekvencije i snage razmjene, elektroenergetski sustav, tehniþko-ekonomski zahtjevi, novi uvjeti, restrukturiranje i deregulacija.LOAD FREQUENCY CONTROL IN FREE MARKET ENVIRONMENTSUMMARY The World's electric utilities, including Croatian electric utility (HEP), started, or are in preparationto start, profound technical, financial and organizational restructuring. The common praxis of electricpower system’s (EPS) operation and control has evolved in the environment of generally robust andvertically organized systems with the main economical goal of production costs' minimization. Newchallenges occur in view of less robust systems’ operation security, as a consequence of new demandsalong with radical restructuring of the electric energy sector. These challenges reflect in a need forinventory of new strategies important for restructured electric utility and increasing limits imposed byenvironment protection and market economy. In front of load-frequency control (LFC) there are essentially new demands too. These demandsrefer the transition: from centralistic to pluralistic control, from technical to economic feedback, and frompower to energy control, et al. In the paper, new criteria for LFC as well as control valuation, in referenceto contemporary praxis, are given.Key words: load frequency control, power system, techno-economical requirements, new environment, restructuring and deregulation. 75

Str. 401 – 081. UVOD Regulacija frekvencije i snage razmjene (LFC) ili sekundarna regulacija ima nasljeÿe dužeod þetrdeset godina tijekom kojih su se razvijali oprema i algoritmi te stjecala iskustva. Automatska regulacija proizvodnje (AGC), þiji je sastavni dio i sekundarna regulacija, takoÿer jepredstavljala veü \"zrelu\" praksu i donijela je sa sobom manje-više standardni paket osnovnih algoritama kojisu odražavali njezin evolucijski razvoj. Osnovni obrazac bio joj je regulacija radne snage, a ne energije.AGC se odnosio na upravljaþka i regulacijska djelovanja koja su obuhvaüala upravljaþke signale koje jepojedinim proizvodnim jedinicama slao nadreÿeni centar. Ta djelovanja ukljuþivala su uobiþajenu regulacijufrekvencije i snage te, vrlo þesto tzv. ruþni, ekonomski dispeþing. Nasljeÿe te prakse upravljanja, regulacije ipogona EES-a u stvarnom vremenu sada je veü djelomice nadiÿeno, [1]. Buduüi razvoj upravljanja, regulacije i pogona EES-a postavlja nove zahtjeve na: upravljanje,regulaciju i pripadne algoritme, ponovno uspostavljanje sustava, metode modeliranja i analize, matematiþku iraþunalnu infrastrukturu (podustroj) te raþunalnu i komunikacijsku tehnologiju. Osnovni ciljevi upravljanja iregulacije te pripadni algoritmi sadržani su u: poboljšanju pogonske djelotvornosti, održanju sigurnostisustava, unaprijeÿenom upravljanju i regulaciji. Ta nastupajuüa praksa unosi potrebu za cjelovitimupravljanjem i regulacijom energije u vremenskom razdoblju umjesto trenutnog upravljanja i regulacijesnage. Slijedi da se prijašnje upravljanje i regulacija, što se ostvarivalo off-line funkcijama planiranja pogona,sjedinjuje s neposrednim, on-line upravljanjem i regulacijom sustava. Iz toga se može oþekivati pojava novogobrasca upravljanja i regulacije kao dijela gospodarenja EES-om.2. DOSADAŠNJA PRAKSA I NOVI TRENDOVI U UPRAVLJANJU I REGULACIJI EES-A S fizikalnog stajališta meÿusobno povezani EES-ovi u sinkronom radu (interkonekcije) i dalje üefunkcionirati na identiþan naþin. Stoga ni restrukturiranje a niti uvoÿenje tržišta ne smiju iüi u smjerunarušavanja sigurnosti pogona EES-a. Takoÿer, nijedna buduüa koncepcija upravljanja i regulacije nesmije žrtvovati postignuti stupanj pouzdanosti a niti dovesti do sustava s neprihvatljivim ispadima iliredukcijama opskrbe elektriþnom energijom. Glavni cilj, ali i izazov, postaje poveüanje ekonomije bezžrtvovanja sigurnosti pogona. Naslijeÿene tehnologije i postupci automatskog upravljanja proizvodnjom, barem dijelom, višene mogu zadovoljiti narasle složenosti pogona meÿusobno povezanih EES-ova u novim tržišnimuvjetima, [2]. Slobodni pristup prijenosnom sustavu te pojava i poveüanje broja neovisnih proizvoÿaþaenergije potiþu tržišne zakonitosti i tržišnu utakmicu. Razdvajanje (unbundling) sastavnica elektroenergetskog sektora na proizvodnju (i pojedineproizvoÿaþe), na prijenos, distribucije i velike industrijske potrošaþe u tijeku je a nastavit üe se i u buduünosti.Vertikalna organizacija proizvodnje, prijenosa i distribucije elektriþne energije prelazi u horizontalnu. No,unatoþ razdvajanju, i dalje üe biti nužno postojanje odreÿene razine zajedniþkog upravljanja i regulacijeodnosno središnje brige za funkcioniranje i sigurnost sustava, samo üe to biti drukþije organizirano. Praktiþno svaki EES može se i dalje razmatrati kao sastavnica jednog ili više regulacijskihpodruþja (ukljuþivo virtualna i privremena), odgovornih za upravljanje i regulaciju u svojim granicama.Regulacijske prakse koje se provode u SAD-u, drugdje u svijetu, te u pojedinim dijelovima Europe,popriliþno su razliþite. Jedna od razlika odnosi se na odreÿivanje, vrednovanje pa þak i korištenje t.zv.regulacijske greške podruþja (Area Control Error - ACE). Održavanje snage razmjene i frekvencije unutar prihvatljivih granica zadatak je sekundarneregulacije, [4]. Regulacijski mehanizmi sekundarne regulacije dovode do posebnih troškova rotirajuüerezerve. Mjerenje doprinosa u sekundarnoj regulaciji znaþajno je u dereguliranoj okolini gdje osimodržanja prikladne razine sigurnosti treba osigurati i djelotvorno tržište elektriþne energije. Meÿusobno povezani EES-ovi su opüenito pouzdaniji i tehniþki robusniji od izoliranih. Posebnaprednost im je u tehniþkom i ekonomskom pogledu zbog smanjenja individualne razine i dijeljenjapotrebne rezerve. Ipak, u takvim podjelama mora biti praviþnosti u dijeljenju ili dodjeljivanjuregulacijskih napora. Treba uspostaviti i kriterije za procjenu i nadoknadu troškova regulacije, [3]. Koliþinsko odreÿivanje da li neko regulacijsko podruþje upravlja proizvodnjom tako da ispunjavasvoje obveze u pogledu razmjene snage i doprinosa održavanju frekvencije u pogonu meÿusobnopovezanih sustava, ostvareno je kriterijima za procjenjivanje znaþajki regulacijske greške.Uspostavljeni kriteriji i strategije ponešto se razlikuju u SAD-u i Europi, a s vremenom se i mijenjaju tj.unapreÿuju odnosno ublažavaju svoju þvrstoüu ili krutost.76

Str. 41 1 – 08 Regulacijska podruþja u interkonekciji udružuju svoje regulacijske kapacitete. Regulacijafrekvencije se tada svodi na grupu regulacijskih podruþja, a ne na pojedinaþna podruþja. To znaþi damože postojati tržište sekundarne regulacije frekvencije i snage (energije). Kako se s restrukturiranjem elektroprivrednog sektora elektriþna energija poþinje tretirati kao roba,tržišno ponašanje poþinje sve više preferirati njeno planiranje, nuÿenje, ugovaranje i rasporeÿivanje u tzv.blokovima snage (iznosi snage u odreÿenom trajanju). To odreÿuje transakcije kao utvrÿene razinesnage preko utvrÿenih višesatnih \"blokova\", olakšava tržišnu utakmicu ali usložnjava upravljanje i regulacijuEES-a. Rasporeÿivanje u blokovima ne odgovara fizikalnim svojstvima tereta ili EES-a. Pokretanje ioptereüivanje te rastereüivanje i zaustavljanje proizvodnih jedinica ide po rampama i traje odreÿeno vrijeme.Meÿutim, optereüenje za koje je proizvodnja kupljena, zasigurno neüe slijediti iste obrasce. Razliku izmeÿurasporeda u bloku i stvarnog profila optereüenja treba izravnati regulacijom.3. KONCEPCIJA, KRITERIJI I VREDNOVANJE REGULACIJE U NOVIM UVJETIMA Sekundarna regulacija se smatra uslugom potpore (supportive service). Te usluge još uvijekse nazivaju pomoüne usluge (ancillary services) sustava. Usluga sekundarne regulacije može seostvariti i tržišnom utakmicom, ali se ona još uvijek drži bitnom za sigurnost i pouzdanost sustava štouvjetuje i njezine nove moguüe sheme. Oko pojma usluga još uvijek nije postignuta suglasnost što sveone ukljuþuju. ýinjenica je da su neke bitne za pouzdanost i jedinstvo sustava i veoma znaþajne zanjegov ispravan pogon. Neke od usluga su slijedeüe: regulacija frekvencije i radne snage, regulacijanapona i jalove snage te održavanje pogonske rezerve. Jedan od izbora, barem za prijelazno razdoblje, zasnovan na postojeüem stanju, nameüesistematiþnu primjenu kriterija samostalnosti (autonomy) þak i u uvjetima tranzijenata, s ciljem strogogpridržavanja planiranih snaga razmjene meÿu podruþjima (sustavima) u interkonekciji. Drugi izbor jeosnivanje udruženja meÿu pojedinim podruþjima, dijelovima sustava, EES-ovima. Treüi izbor podržavapostojanje \"dinamiþkih\" bilateralnih ugovora izmeÿu proizvoÿaþa, distribucija i velikih potrošaþa,takoÿer i meÿu razliþitim regulacijskim podruþjima. Zbog obveze poštivanja ugovora o opskrbi elektriþnom energijom predviÿaju se znaþajnitokovi snage i tranzit velikih koliþina energije meÿu razliþitim podruþjima sustava interkonekcije. U uvjetima tržišta, proizvoÿaþi i kupci koji djeluju preko bilateralnih ugovora, odluþuju oangažiranju proizvodnih jedinica. Distribucije i veliki potrošaþi mogu kupovati blokove snage u sladu splaniranom baznom potrošnjom. Oni takoÿer mogu kupovati i opsege regulacijske snage.Odstupanja od ugovorenoga osigurava operator sustava (OS), takoÿer kupnjom. Osnovna svrha preustroja elektroenergetskog sektora i otvorenog tržišta elektriþnom energijom jeizbjegavanje dijeljenja troškova promjenljive potražnje meÿu svim korisnicima i dodjeljivanje troškovasamo onim korisnicima koji stvarno trebaju pokriüe za odstupanja vlastite potrošnje. Princip djelovanja sekundarne regulacije u dereguliranom EES-u mora biti smanjenje tokovaregulacijske energije u meÿusobno povezanom sustavu. Nepredviÿena odstupanja od planiranih (iugovorenih) razmjena moraju se izravnati unutar samog regulacijskog podruþja. Tako pojamsamostalnosti koji podrazumijeva da sekundarna regulacija djeluje samo u onom podruþju sustava kojeima poremeüaj, dobiva posebno na znaþaju u novim tržišnim uvjetima. Sheme sekundarne regulacije þvrsto su povezane s ustrojem EES-a, [5]. UCTE je utvrdio tri razliþitatipa upravljanja i regulacije: centralizirani, decentralizirani – pluralistiþki i decentralizirani – hijerarhijski. Centralizirano upravljanje i regulacija je ustroj prihvaüen u zemljama s centraliziranim EES-om,gdje se sekundarna regulacija ostvaruje jednostrukim sekundarnim regulatorom. U vezi s decentraliziranim shemama upravljanja i regulacije je pojam kontrolnog bloka.Kontrolni blok je skup (okvir) jednog ili više regulacijskih podruþja koja rade zajedno i u pogledusekundarne regulacije. Koordinator kontrolnog bloka (OS) jednog sustava ili regulacijskog podruþja jeodgovoran za sekundarnu regulaciju cijeloga kontrolnog bloka. On radi na naþin koji ovisi oprimijenjenom tipu regulacije (pluralistiþkom ili hijerarhijskom). U pluralistiþkoj sekundarnoj regulaciji koordinator bloka regulira cijeli blok prema susjednimblokovima svojim vlastitim regulatorom i regulacijskim kapacitetima, dok svi drugi sudionici u bloku samo isami reguliraju vlastita regulacijska podruþja. U hijerarhijskoj sekundarnoj regulaciji koordinator bloka djeluje na regulator bloka koji pakneposredno utjeþe na podreÿene regulatore svih regulacijskih podruþja unutar kontrolnog bloka.Koordinator bloka uglavnom nema vlastiti regulacijski kapacitet. 77

Str. 421 – 08 Decentralizirano-pluralistiþki ustroj sekundarne regulacije posebno je prikladan za udruženjeOS-a (regulacijskih podruþja) u kojemu je jedan OS odgovoran za regulaciju prema vanjskim blokovimadok drugi OS-i reguliraju vlastite snage razmjene i frekvenciju. Uvjeti samostalnosti u takvoj regulacijiznaþe da svi ACE-i u interkonekciji moraju biti jednaki nuli osim onoga koji pripada bloku s poremeüajem.Tako, samo snaga proizvedena sekundarnom regulacijom bloka s poremeüajem preuzimakompenzacijsko djelovanje u cilju smanjenja greške frekvencije i snage razmjene. Uvjeti samostalnosti u decentralizirano-hijerarhijskoj sekundarnoj regulaciji takoÿer znaþe dasvi ACE-i u meÿusobno povezanom sustavu moraju biti jednaki nuli osim onoga koji pripada bloku sporemeüajem. Meÿutim ACE-i u regulacijskim podruþjima unutar bloka s poremeüajem takoÿer su razliþitiod nule zbog djelovanja hijerarhijski nadreÿenog regulatora. To ukazuje na potpomažuüi uþinak svojstvenhijerarhijskoj shemi i brži prijelazni odziv. Nove moguünosti stvaranja elastiþnih ustroja sekundarne regulacije nazivaju se još ivirtualnim regulacijskim podruþjima, [6, 7] i regulacijom s preklapanjem, [7], a moguüi su još irazliþiti modovi rada, [7]. Ustroj sekundarne regulacije u sluþaju \"dinamiþkog\" bilateralnog ugovora za slijeÿenjeoptereüenja zasnovan je na t.zv. \"ugovornim faktorima udjela\" u ulozi ekonomskih povratnih veza,koji se odreÿuju unaprijed u stadiju nuÿenja bilateralnih ugovora na tržištu. Opüenito, to znaþi dapokrivanje promjena optereüenja u jednom regulacijskom podruþju može biti ugovoreno i ostvareno sviše proizvoÿaþa, takoÿer i iz drugog regulacijskog podruþja. Može se smatrati da za bilateralni ustrojsekundarna regulacija nema centralnog regulacijskog algoritma i da svaki ugovor slijeÿenja optereüenjazahtijeva zaseban regulacijski proces što podrazumijeva i regulacijsko podruþje pridruženo ugovoru.Takva podruþja su virtualna, stvaraju se sa svakim novim ugovorom i nestaju ispunjenjem ugovora [6].Meÿutim, kako je tehniþki neizvedivo da proizvodne jedinice obuhvaüene bilateralnim ugovorom (zbogograniþenja na brzine promjena snage - rampe) trenutaþno slijede promjene optereüenja, i drugeproizvodne jedinice podruþja, bloka ili sustava takoÿer sudjeluju u tom prijelaznom procesu. Slijedi da i utakvom naþinu rada postoji potreba za uobiþajenom sekundarnom regulacijom koju ostvaruje OS, te zaobiþnim tehniþkim povratnim vezama sekundarne regulacije. Iz navedenog bi se mogao izvestizakljuþak da üe postojati meÿusobna prijelazna potpora izmeÿu regulacije i ugovorenog slijeÿenjaoptereüenja s postupnim smanjenjem obveza OS-a u regulaciji. Meÿutim, mora se voditi raþuna oograniþenjima sustava prijenosa te o tome da üe proizvodnja vjerojatno (barem u poþetku) biti sklonijabilateralno ugovarati fiksne blokove snage (energije) zbog svih poznatih problema koje izazivaju þestepromjene snage (poveüani troškovi pogona i održavanja). Usluga sekundarne regulacije nužna je za provedbu ugovora tržišta elektriþne energije izmeÿuproizvodnje i potrošnje. Ona zahtijeva sudjelovanje sekundarnih regulatora i proizvodnih jedinica uregulaciji susjednih sustava (podruþja). Ta usluga mora se zacijeniti, obraþunati i platiti. Svaki sustavmože se naüi u položaju da koristi ili osigurava uslugu regulacije tijekom pogona. Za sve meÿusobnopovezane sustave najpoželjniji naþin je meÿusobno kompenziranje usluga. U tom sluþaju, za regulaciju,nužna su obvezujuüa pravila i zahtjevi (kriteriji ponašanja regulacije). Za obraþun usluga mogu seiskoristiti pomoüni pokazatelji regulacije, [4, 7]. Unatoþ gledištima da je uloga OS-a nužna u procesu sekundarne regulacije, postoje zamisli dase posebno oblikovanim ugovorima odgovornost za regulaciju u stvarnom vremenu prebaci napojedinaþne uþesnike, oslanjajuüi se iskljuþivo na ekonomske povratne veze, [8]. Iako takav pristupmože izgledati privlaþno i obeüavajuüe, posebno za velike EES-ove u kojima se utjecaj neizvjesnosti upromjenama optereüenja meÿusobno reducira, nužan je veliki oprez i suzdržljivost u prijedlozima.4. TIPOVI TRANSAKCIJA I REGULACIJA PREMA NOVOM OBRASCU Prema novom obrascu, sekundarna regulacija üe biti odgovorna i za provoÿenje, ili bolje reþenoza pokrivanje neprovoÿenja, ugovora o slijeÿenju optereüenja. Sekundarna regulacija üe imatiregulacijsku grešku podruþja (ACE) proširenu dodatnim þlanovima vezanim uz ugovore, [9]. Provoÿenjetih ugovora takoÿer üe morati zadovoljiti kriterije kvalitete regulacije, tako dugo dok je regulacijska greškapodruþja (ACE) dio funkcije cilja u regulaciji. U okviru takvog tržišta sekundarna regulacija üe trebati sveinformacije kao u starom vertikalnom ustroju ali i mjerenja i ugovorne podatke. Porast transakcija izmeÿu regulacijskih podruþja i zahtjeva na razini mnogo veüoj od one zaklasiþnu sekundarnu regulaciju, zahtijevat üe proširene algoritme za provoÿenje slijeÿenja optereüenjau pogonu EES-a. Može se oþekivati da üe se tržište sastojati iz barem tri tipa transakcija.78