Regimurile de functionare ale sistemului electroenergetic interconectat

Regimurile de functionare ale sistemului electroenergetic interconectat

Consideratii privind regimurile de functionare

Sistemul electroenergetic este una din cele mai complexe si vaste realizari tehnice la nivel national, regional si european.

Instalatiile electroenergetice sunt caracterizate printr-un numar mare de componente distribuite pe spatii intinse, de o mare diversitate, complexitate, eterogenitate si dependenta functionala.

Sistemul electroenergetic este multimea instalatiilor care participa la procesul de producere, transport si consum a energiei electrice. [2.1] [2.2].

Pentru sistemul electroenergetic romanesc interconectat cu UCTE si in conditiile functionarii pietei de energie electrica, conform prevederilor Codului Tehnic al Retelelor Electrice de Transport si a Codului Comercial, obiectivul strategic principal este siguranta si eficienta sa in functionare, pentru asigurarea energiei electrice la un pret cat mai redus si in conditii de calitate. Acest obiectiv se poate atinge doar pe baza unor actiuni care sa duca la cresterea sigurantei si eficientei in functionare a instalatiilor energetice si la functionarea optima a pietei de energie electrica, in baza unor reglementari corecte, care sa tina seama de conditiile concrete nationale, regionale si europene. Aceste conditii se pot schimba de la etapa la etapa, iar regulile de functionare a pietei trebuie permanent adaptate. Un rol important la realizarea acestui obiectiv il au serviciile de sistem functionale si tehnologice.

De mare importanta este analiza sistemului electroenergetic prin care intelegem studiul regimurilor de functionare, in vederea exploatarii optimale.

Se numeste regim al sistemului electroenergetic, o stare oarecare a sistemului electroenergetic, determinata de valorile puterilor, tensiunilor, curentilor, frecventei si altor marimi fizice variabile, care caracterizeaza procesul de transformare, transport si distributie a energiei si care se numesc parametrii regimului. [2.1] [2.2].

Deosebim doua feluri de regimuri de functionare: permanente si tranzitorii.

Regimul permanent se caracterizeaza prin invariabilitatea parametrilor sai sau prin variatii lente si neregulate ale acestora.

Regimul tranzitoriu se caracterizeaza printr-o variatie relativ rapida in timp a parametrilor sai. Din punct de vedere al valorilor parametrilor, se deosebesc urmatoarele regimuri [2.2] [2.3]:

Regimul permanent normal, in care valorile parametrilor regimurilor sunt apropiate de valorile care asigura o functionare corecta a consumatorilor sau se gasesc intr-o zona oarecare a acestor valori, dinainte data;

Regimul tranzitoriu normal, care are loc in cazul unor variatii in schema sistemului, obisnuite pentru exploatare; acest regim se caracterizeaza prin variatii relativ rapide si bruste ale parametrilor regimului catorva ramuri (elemente) ale sistemului, in acest caz parametrii nodurilor sistemului variaza putin;

Regimul tranzitoriu de avarie, in care ca urmare a variatiilor provocate de avarie in schema de conexiune a sistemului, valorile tuturor parametrilor regimului, inclusiv ale parametrilor nodurilor, difera mult de valorile stabilite;

Regimul permanent de dupa avarie, care se stabileste dupa separarea de avarie a unui element sau a unei serii de elemente. In acest regim parametrii regimurilor nodurilor pot fi apropiati de cei ai regimului normal; in acest caz se poate considera ca avaria a fost inlaturata. Daca insa prin aceasta parametrii difera mult de parametrii regimului normal, se considera ca inlaturarea avariei nu a fost satisfacatoare.

Pentru a fi cunoscut regimul unui sistem electroenergetic, trebuie sa fie cunoscuti toti parametrii regimului diferitelor noduri si ramuri ale sistemului.

Pentru clarificare se prezinta cateva exemple de parametri care caracterizeaza regimul unor elemente ale sistemului electroenergetic: ramuri si noduri.

Intr-o centrala termoelectrica, consumul orar de combustibil si debitul orar de abur caracterizeaza starea cazanului (a ramurii). Presiunea si temperatura aburului la iesirea din cazan, caracterizeaza regimul conductei principale de abur (a nodului); consumul orar de abur si puterea turbinei caracterizeaza regimul turbinei (al ramurii), turatia axului turbinei si al generatorului (al nodului).

Tensiunea excitatricei generatorului caracterizeaza regimul la bornele ei (al nodului); curentul rotorului generatorului, unghiul de decalaj al rotorului, caracterizeaza regimul generatorului (al ramurii); tensiunea si frecventa la bornele generatorului caracterizeaza regimul la bornele generatorului (al nodului).

Intr-o retea electrica, circulatia de putere activa si reactiva si curentul la inceputul si sfarsitul oricarui element al retelei, caracterizeaza regimul retelei (al ramurii); tensiunea (valoarea si faza) si frecventa acesteia intr-un nod al retelei caracterizeaza regimul acestui punct; puterile activa si reactiva ale motorului electric si curentul lui caracterizeaza regimul motorului electric (al ramurii).

In concluzie parametrii regimului unui sistem electroenergetic pot fi impartiti in parametrii ai regimurilor nodurilor (tensiunea, frecventa, presiunea si temperatura aburului, turatia) si parametrii ai regimului ramurilor care caracterizeaza sarcina acestor ramuri (puterile activa si reactiva, debitul orar de abur, consumul orar de combustibil) [2.1] [2.3].

O problema fundamentala pentru determinarea regimului consta in asigurarea parametrilor de regim necesari, ai regimurilor nodurilor sistemului electroenergetic: frecventa, si tensiunile energiei electrice, presiunile si temperaturile energiei termice. Valorile necesare ale parametrilor unui nod se pot realiza numai prin reglarea regimului ramurilor legate la acesta.

Presiunea constanta a aburului in conducta de legatura intre cazan si turbina se poate asigura pentru un consum dat orar de abur al turbinei, prin mentinerea alimentarii cu combustibil si apa a cazanului cu ajutorul reglajului de sarcina al grupului energetic.

La bornele generatorului se pot asigura frecventa si tensiunea necesara, numai prin mentinerea unui cuplu corespunzator la axul generatorului, cu regulatorul de viteza al turbinei si a unui curent corespunzator in rotorul sau cu ajutorul excitatiei, in concordanta cu valorile sarcinilor activa si reactiva ale diferitelor ramuri ale retelei care sunt alimentate de la bornele acestui generator.

Regimul diferitelor ramuri ale sistemului electroenergetic trebuie sa fie astfel stabilit incat sa asigure regimul necesar in nodurile sale.

Solutia plurivoca a acestor probleme predetermina posibilitatea stabilirii regimului optim al diferitelor ramuri sau a celei mai avantajoase repartitii a sarcinilor in sistem pe centralele electrice si grupurile energetice [2.1] [2.3]. Aceasta se poate realiza in conditiile functionarii pietei de energie pe baza reglementarilor si normelor de functionare ale SEN si ale pietei de energie.

Regimul de functionare al unui element al sistemului electroenergetic se caracterizeaza prin valorile parametrilor de baza ai elementului insusi si prin parametrii regimului in nodurile de intrare si iesire ale acestui element. Acesti parametrii ai regimului din nodurile de intrare si iesire ale acestui element sunt legati intre ei si reglati cu ajutorul sistemelor si dispozitivelor de automatizare a regimurilor de functionare ale SEN.

In sistemul energetic, datorita numarului mare de receptori de energie, regimul normal nu poate fi absolut permanent. In orice moment, o parte dintre receptorii de energie se conecteaza si in acelasi moment o alta parte se deconecteaza; regimul tehnologic al unei parti din receptoare se modifica.

La variatiile de regim ale sistemului electroenergetic raspund diferitele instalatii automate de reglare ale acestuia: regulatoarele de turatie ale turbinelor, regulatoarele automate de tensiune ale generatoarelor sincrone, regulatoarele de sarcina ale grupurilor energetice, etc. Deci, intr-un sistem electroenergetic au loc in permanenta variatii de regim si de parametri.

Daca insa se face abstractie de aceste abateri lente si neregulate ale regimului, se poate vorbi de un regim permanent al sistemului.

Regimul tranzitoriu al sistemului poate avea loc in conditii normale, de exemplu la efectuarea unei conectari sau deconectari normale ale diferitelor elemente ale sistemului, in cazul variatiilor relativ rapide ale regimului diferitelor elemente.

In conditii de avarie, regimul tranzitoriu are loc in cazul scurtcircuitelor in reteaua electrica si al avariilor in echipamentul termomecanic si hidromecanic al centralelor electrice. Acest regim trebuie sa fie de foarte scurta durata. Inlaturarea rapida a regimului de avarie prin intermediul instalatiilor de protectie, asigura securitatea utilajului, previne extinderea sa, mareste siguranta alimentarii cu energie electrica si termica a consumatorilor, reduce durata abaterilor parametrilor principali ai nodurilor fata de norme si reduce dezechilibrele pe piata de echilibrare a energiei electrice si a efectelor lor finaciare.

Consecintele regimului tranzitoriu de avarie depinde de caracterul desfasurarii lui. Cand acest regim are o durata scurta, variatia parametrilor nodurilor sistemului electroenergetic in acest regim nu are mare importanta pe cat o are obtinerea valorilor necesare ale parametrilor regimului permanent la care sistemul trece dupa avarie, precum si rezerva de siguranta a sistemului, chiar daca este mai mica decat rezerva de siguranta in regim normal. Cand parametrii acestui regim si in particular, parametrii tuturor nodurilor sunt cuprinsi in zona abaterilor admisibile si daca exista o rezerva de siguranta suficienta, acest regim de dupa avarie caracterizeaza lichidarea in bune conditii a avariei.

Daca insa o parte dintre nodurile sistemului electroenergetic in regim de dupa avarie au parametrii inadmisibili, acest fapt indica o lichidare locala necorespunzatoare a avariei, sau daca majoritatea nodurilor sistemului au parametrii inadmisibili, aceasta indica o lichidare necorespunzatoare a avariei in intreg sistemul. In primul caz avaria este locala iar in al doilea caz avaria este de sistem.

Din punct de vedere al sigurantei regimului sistemului electroenergetic, sunt importante atat analiza regimurilor tranzitorii de avarie cat si a celor permanente de dupa avarie. Analiza regimurilor tranzitorii de avarie este importanta daca ea permite sa se stabileasca parametrii regimului de dupa avarie si masurile de prevenire a consecintelor grave ale avariilor utilajului. Analiza regimurilor de avarie se face de catre OTS si de catre gestionarii instalatiilor energetice, in care are loc avaria, conform normativului NTE004/05/00 care are principalul scop de a se cunoaste gradul de siguranta in functionare al instalatiilor de producere, transport si distributie a energiei electrice si termice si a SEN, a modului de satisfacere a consumatorilor de energie electrica si termica sub aspectul continuitatii in alimentare si a asigurarii parametrilor calitativi precum si stabilirea masurilor cu caracter tehnic si economic pentru cresterea sigurantei in functionarea echipamentelor si diminuarea costurilor de exploatare si mentenanta.

Determinarea regimului sistemului electroenergetic, nu are in vedere determinarea parametrilor regimului in toate nodurile si ramurile sistemului, pentru ca o asemenea determinare nu este rationala din punct de vedere practic.

De obicei regimul sistemului electroenergetic este determinat de parametrii celor mai importante noduri si ramuri ale acestuia [2.1] [2.3].

Nodurile principale ale SEN sunt punctele de conexiune a caror buna functionare conditioneaza starea de ansamblu a acestuia din punct de vedere al functionarii optime (functionare sigura si economica).

Odata cu determinarea regimului intregului sistem electroenergetic trebuie determinat si regimul diferitelor parti ale acestuia, cum sunt: centralele termo si hidroelectrice, grupurile energetice si retelele electrice.

Studiul regimului sistemului electroenergetic si al diferitelor sale parti si in particular determinarea celui mai rational regim al sistemului este o problema de mare importanta.

De fapt comanda operativa prin dispecer a sistemului energetic este realizabila numai daca regimul sistemului este predeterminat.

Trebuie sa fie studiate in aceeasi masura atat regimurile normale cat si regimurile de dupa avarie, sa fie prelucrate toate masurile pentru prevenirea avariilor si in special a avariilor grave de sistem, care ating regimul intregului sistem sau care provoaca dereglarea lui totala si pentru a reduce cat mai mult urmarile lor.

Regimurile sistemului electroenergetic trebuie sa indeplineasca, conform Codului Tehnic al Retelelor Electrice de Transport si a Codului Tehnic al Retelelor Electrice de Distributie, urmatoarele conditii fundamentale:

a)    Functionarea sigura a intregului sistem electroenergetic;

b)   Alimentarea fara intrerupere cu energie electrica si termica a consumatorilor;

c)    O calitate suficient de ridicata a energiei electrice;

d)   O eficienta economica maxima a regimului, la productia de energie electrica si termica in sistem, pe baza indicatorilor calitativi si cantitativi.

Realizarea sigurantei in functionare a sistemului electroenergetic trebuie sa ramana cea mai importanta problema a energeticienilor, chiar si in conditiile pietei de energie electrica, pentru prevenirea unor avarii locale sau totale a SEN. Prin deschiderea totala a pietei de energie electrica trebuie evitat riscul trecerii sigurantei instalatiilor energetice si a SEN pe un plan secund, acordandu-se importanta prea mare problemelor comerciale si financiare.

Conditia de siguranta a regimului poate fi considerata drept o conditie de asigurare a stabilitatii regimului, la variatii mici sau mari ale acestuia. Lupta impotriva avariilor si incidentelor din diferitele elemente ale sistemului electroenergetic este de cea mai mare importanta pentru realizarea sigurantei in functionare a sistemului in ansamblu.

Indicele esential al sigurantei unui regim al sistemului electroenergetic il constituie existenta unei rezerve suficiente de stabilitate dinamica a sistemului in cazul unei avarii grele.

Prin stabilitate dinamica a regimului sistemului electroenergetic se intelege capacitatea sistemului de a reveni, dupa aplicarea unei variatii (perturbari) instantanee si bruste, la un regim permanent in care valorile parametrilor regimului in nodurile lui sa fie apropiate de cele normale. [1.6]

Conditia continuitatii alimentarii cu energie electrica si termica a tuturor consumatorilor este una dintre conditiile importante ce se impun sistemului energetic. Este o conditie care se refera in primul rand la schema de alimentare a consumatorilor, la regimul de functionare si la respectarea contractelor economice. Regimul sistemului energetic trebuie sa fie astfel incat, daca schema sistemului o permite, sa asigure o continuitate maxima in alimentarea cu energie electrica si termica a consumatorilor.

Daca insa asigurarea stabilitatii sistemului electroenergetic si asigurarea continuitatii alimentarii consumatorilor sunt in contradictie, se da prioritate asigurarii stabilitatii intregului sistem.

Odata cu indeplinirea conditiei de stabilitate a intregului sistem electroenergetic, regimului de functionare al sistemului i se cere sa indeplineasca si conditiile de siguranta a functionarii fiecarui element. Conditiile care trebuie sa le indeplineasca in acest caz se refera la parametrii regimului, atat la noduri cat si la diferitele ramuri, inclusiv la sarcinile diferitelor elemente.

Siguranta in functionare a fiecarui element (cazan, turbina, generator, transformator, linie de transport) se realizeaza daca parametrii elementului de intrare si iesire nu depasesc valorile limita admisibile (debit de abur al cazanului, temperatura si presiunea aburului, turatia turbinei, curentul in rotorul generatorului si in infasurarea transformatorului etc.).

Trebuie ca sarcinile admisibile (parametrii limita la intrare si iesire) pentru toate elementele sistemului electroenergetic, precum si parametrii admisibili ai nodurilor sistemului sa fie normate.

Mentinerea parametrilor elementelor la valorile normate se realizeaza de catre instalatiile automate de comanda si reglaj a procesului impreuna cu sistemul informatic sau de catre personalul de exploatare.

Asigurarea calitatii energiei se refera la parametrii nodului sistemului de la care consumatorii sunt alimentati. Acesti parametrii sunt: frecventa si tensiunile in punctele la care se alimenteaza consumatorii cu energie electrica, presiunea si temperatura aburului in conductele principale de la care se alimenteaza consumatorii de abur, temperatura apei in conducta de termoficare de la care se alimenteaza consumatorii de energie termica.

In sistemele electroenergetice nu se poate tine seama de totalitatea nodurilor de la care se alimenteaza consumatorii de energie, ci de un numar de puncte de control (nodurile principale) pentru care se supravegheaza permanent parametrii regimului, valoarea parametrilor acestora se regleaza prin dispozitive automate sau de catre personalul de tura al sistemului [2.1] [2.2] [2.3].

Reglarea frecventei in sistem si tensiunile in punctele de control ale retelei electrice se controleaza de catre dispecerul energetic central.

Presiunea si temperatura aburului pentru consumatorii industriali si temperatura apei pentru termoficare, se controleaza de catre dispecerul de livrare a energiei termice.

Intr-o centrala electrica dispecerul de tura controleaza parametrii importanti ai centralei si grupurilor energetice, cum sunt: presiunea si temperatura in conductele de alimentare a turbinelor cu abur, vidul turbinelor, tensiunea la barele centralei etc.

Parametrii unui nod al sistemului electroenergetic depind de parametrii elementelor (ramurilor) invecinate ale sistemului. Presiunea aburului in conducta de alimentare a turbinei depinde de debitul de abur al cazanelor si consumul de abur pentru sala masinilor si pentru serviciile interne.

Tensiunea la barele unei statii electrice depinde de circulatiile de puteri activa si reactiva din liniile care intra si ies si din transformatoarele coboratoare de tensiune din statie.

Pentru nodurile de control ale sistemului este fixata prin norme o gama de valori admisibile ale parametrilor reglabili ai regimului. Reglarea parametrilor se realizeaza cu ajutorul dispozitivelor de reglare automata, pentru a se asigura calitatea corespunzatoare acestora.

A patra conditie fundamentala impusa regimului sistemului electroenergetic este eficienta economica maxima a regimului. In conditiile pietei de energie electrica nationale si europene si mai ales dupa deschiderea totala a acesteia, aceasta conditie are importanta deosebita, in primul rand pentru producatorii de energie electrica, care trebuie sa faca fata exigentelor pietei.

Odata cu indeplinirea conditiilor privind siguranta in functionare si asigurarea calitatii corespunzatoare a energiei, regimul sistemului electroenergetic trebuie sa fie si cel mai economic, adica sa realizeze costuri minime si preturi cat mai competitive.

Eficienta economica maxima a regimului sistemului electroenergetic se obtine in primul rand prin cresterea eficientei economice a diferitelor agregate: cresterea randamentului cazanelor si a turbinelor cu abur, cresterea randamentului turbinelor hidraulice, reducerea pierderilor in retelele electrice, etc.

Cel de-al doilea factor care determina eficienta economica a regimului sistemului electroenergetic este repartitia economica a sarcinilor sistemului intre centralele electrice, generatoarele si compensatoarele sincrone. In conditiile pietei de energie electrica functionarea este data in multe situatii de ordinea de merit, care tine seama de eficienta economica.

Cheltuielile pentru producerea energiei electrice si termice se compun din cheltuieli pentru resurse energetice (combustibili, energie hidraulica) si din cheltuieli de exploatare, reparatii si intretinere. Daca simplificam problema, putem considera ca, cheltuielile de exploatare, reparatii si intretinere a grupurilor energetice nu depind practic de repartitia sarcinilor.

In aceasta ipoteza indicele principal al eficientei economice al regimului sistemului electroenergetic il constituie consumul resurselor energetice pentru o anumita energie furnizata consumatorilor.

Reducerea la maxim a consumului de combustibil reprezinta o conditie fundamentala a eficientei economice a regimului sistemului electroenergetic si a producatorilor de energie electrica, mai ales in conditiile actuale de scadere permanenta a rezervelor si de crestere continua a preturilor combustibililor.

Astfel in termocentrale se urmareste economia maxima de combustibil, iar in hidrocentrale asigurarea unei productii maxime de energie electrica intr-o anumita perioada de timp, ce este in general echivalent cu o economie de combustibil in sistem.

Deci, indicele principal al eficientei economice a regimului sistemului electroenergetic il constituie consumul de combustibil conventional raportat la unitatile de energie furnizata direct consumatorilor [2.1] [2.4]. Acest indice trebuie sa fie eficientizat la maximum in conditiile unei piete de energie electrica bine reglementate. In caz contrar, functionarea pietei nu isi va atinge scopul pentru care a fost creata.

Eficienta economica a sistemului electroenergetic este caracterizata de indicii economici aferenti. Regimului sistemului electroenergetic i se pot impune, pe langa conditiile fundamentale si unele conditii suplimentare (restrictii), chiar in conditiile pietei de energie, de catre autoritatea competenta, cum sunt [2.4]:

a)    Obligatia de a arde sau economisi anumiti combustibili;

b)   Realizarea productiei de energie electrica la un moment dat in anumite centrale electrice ale sistemului;

c)    Reglarea sarcinii unor centrale hidroelectrice se face dupa un regim care sa asigure si conditiile de navigabilitate sau alimentarea cu apa a oraselor.

Pentru coordonarea realizarii conditiilor fundamentale si suplimentare trebuie sa fie stabilite prin reglementari urmatoarele principii fundamentale [2.1] [2.3] [2.4]:

a)    Cele mai importante conditii care trebuie sa fie indeplinite de catre regimul de functionare a sistemului electroenergetic sunt siguranta in functionare si asigurarea calitatii corespunzatoare a energiei electrice. Mentinerea calitatii corespunzatoare a energiei electrice si termice nu reduce siguranta in functionare a sistemului energetic, in regim normal sau de avarie;

b)   Conditia alimentarii continue cu energie in regim normal nu contrazice cele doua conditii de mai sus. In regim de avarie insa, alimentarea continua a unor consumatori poate fi subordonata conditiilor de siguranta a sistemului si de calitatea energiei, ca urmare a aparitiei unui deficit de putere in lipsa unei rezerve de putere suficiente;

c)    Eficienta economica maxima in functionarea sistemului electroenergetic, chiar in conditiile pietei de energie, nu trebuie sa se realizeze pe seama micsorarii sigurantei in functionare si a calitatii energiei. Micsorarea sigurantei in functionare si a calitatii energiei poate aduce pagube sistemului electroenergetic, care depasesc economia ce se obtine prin micsorarea consumurilor de combustibil sau a economiei adusa de piata de energie.

d)   Programul de productie a energiei electrice si termice trebuie realizat fara restrictii la consumatori si cu o calitate corespunzatoare a energiei electrice, cu respectarea contractelor economice.

Regimul de functionare al instalatiilor sistemului electroenergetic trebuie subordonat problemei realizarii conditiilor impuse regimului de functionare a sistemului in ansamblu cu conditia asigurarii securitatii acestora. Regimul centralelor electrice, al liniilor si statiilor electrice, al turbinelor cu abur si hidraulice, al cazanelor cu abur trebuie subordonat conditiilor generale impuse regimului sistemului electroenergetic, prin legislatie, norme si reglementari.

Astfel pentru indeplinirea acestor conditii, regimul fiecarui element trebuie sa indeplineasca urmatoarele conditii:

a)    Siguranta si securitatea functionarii fiecarui element pentru utilaje si pentru personalul de deservire;

b)   Eficienta economica maxima in functionarea elementului dat la sarcina lui, impusa de conditiile eficientei economice maxime a regimului intregului sistem electroenergetic si a functionarii eficiente a pietei de energie electrica;

c)    Posibilitatea utilizarii complete a puterii disponibile a fiecarui element.

Realizarea unui regim corect de functionare pentru centralele electrice ale sistemului electroenergetic depinde direct de obtinerea regimului optim (de siguranta si eficienta) de functionare al centralelor electrice si a grupurilor energetice.

Regimul de functionare al retelelor electrice se stabileste impreuna cu regimul centralelor electrice si a consumatorilor de energie.

Regimul retelelor electrice se reduce la schimbari ale schemei de conexiune a acestora prin conectarea sau deconectarea diferitelor linii si transformatoare sau la trecerea unor linii si transformatoare sau la trecerea unor linii si transformatoare de pe un sistem de bare pe altul, pentru satisfacerea producatorilor si consumatorilor de energie electrica si pentru reducerea pierderilor de energie.

Regimul optim de functionare al sistemului electroenergetic in conditiile pietei de energie electrica

Consideratii teoretice

In conditiile functionarii pietei de energie electrica, regimurile optime (de siguranta si eficienta) de functionare trebuie sa conduca la costuri minime, preturi mai reduse pentru energia electrica livrata consumatorilor si accesul mai usor pe piata in conditii de concurenta. In literatura de specialitate sunt prezentate abordarile teoretice ale regimurilor optime de functionare, care sunt utile pentru rezolvarile practice ale problemelor de regim optim.

In exploatarea sistemului electroenergetic si a instalatiilor sale componente trebuie sa se urmareasca in mod deosebit, realizarea eficientei economice maxime, cu respectarea restrictiilor de siguranta si de calitate in alimentarea cu energie electrica si termica a consumatorilor. Pentru determinarea restrictiilor de siguranta si de calitate se folosesc calcule tehnico-economice, norme de proiectare si de exploatare ale sistemului electroenergetic, precum si reglementarile privind exploatarea acestuia si de functionare a pietei de energie electrica. [2.1] [2.4].

Trebuie avut in vedere permanent rolul tehnic al sistemului electroenergetic de a alimenta consumatorii cu energie electrica si termica de calitate corespunzatoare conform restrictiilor:

f_min ≤ f ≤ f_max; U_min ≤ U ≤ U_max;

T_min ≤ T ≤ T_max; pmin ≤ p ≤ p_max.

(f = frecventa curentului alternativ; U = tensiune efectiva la bornele unui consumator; T = temperatura agentului termic; p = presiunea agentului termic).

Satisfacerea acestor cerinte necesita pe de o parte masuri de siguranta pentru alimentarea neintrerupta cu energie si pe de alta parte mijloace corespunzatoare de reglare a parametrilor f, U, T, p.

Pentru exploatarea sistemului electroenergetic este de mare importanta realizarea unor regimuri optime din punct de vedere economic, in conditiile date de functionare a pietei de energie electrica.

Eficienta economica maxima a regimului sistemului energetic se poate obtine pe doua cai [2.1] [2.2] [2.3]:

Cresterea eficientei economice a diferitelor agregate si instalatii (cresterea randamentului cazanului, a turbinelor cu abur si hidraulice si a retelelor electrice);

Repartitia economica a sarcinilor sistemului intre centralele electrice din sistemul electroenergetic si incarcarea grupurilor energetice.

Regimul optim de functionare al sistemului electroenergetic se obtine actionandu-se permanent asupra celor doi factori, pentru reducerea la minim a consumului de resurse energetice (combustibili si apa), a consumului de combustibil conventional, indicele principal al eficientei economice a regimului sistemului electroenergetic si a functionarii eficiente a pietei de energie electrica.

Regimurile optime trebuie in primul rand predeterminate si apoi trebuie aplicate de serviciile de dispeceri de la toate nivelurile de conducere operativa ale sistemului energetic.

Optimizarea regimurilor de functionare ale unui sistem electroenergetic are doua etape principale de calcul: optimizarea pe termen mediu (un an) si optimizarea pe termen scurt (o zi, o ora). [2.1], [2.4].

In conditiile pietei de energie libera trebuie sa se stabileasca modul de realizare a acestora prin reglementari.

Optimizarea pe termen mediu are ca scop stabilirea si repartizarea in timp si spatiu a mijloacelor (surse de energie si echipamente) pentru asigurarea bilanturilor de putere si de energie cu o eficienta economica maxima. Aceasta etapa de calcul apartine strategiei optimizarii si are implicatii in exploatarea si dezvoltarea sistemului electroenergetic.

Optimizarea pe termen scurt are ca scop determinarea regimurilor care asigura utilizarea optima a mijloacelor disponibile la un moment dat (o zi, o ora). Aceasta etapa de calcul apartine tacticii optimizarii si este o problema de exploatare a sistemului electroenergetic. Aceasta optimizare de scurta durata, cand se refera la o ora, se numeste si optimizare momentana. Se realizeaza in conditiile pietei de energie prin mecanismele acesteia.

Problema optimizarii regimurilor de functionare este de mare importanta pentru sistemele electroenergetice, ea fiind rezolvata teoretic si practic in toate sistemele energetice, cu un nivel tehnic ridicat al echipamentelor si cu sprijinul unui sistem informatic modern si a unui management corespunzator. Aceasta problema in sistemul electroenergetic romanesc a fost abordata din punct de vedere teoretic, in diferite lucrari si referate de specialitate.

Conditiile vitrege in care a functionat sistemul electroenergetic romanesc nu au permis o rezolvare totala a programarii functionarii lui optimale in ansamblu, iar pentru grupurile energetice si agregatele de baza din sistem existand doar unele rezolvari partiale. Apoi s-a introdus piata de energie electrica, care nu si-a demonstrat pe deplin eficienta in structura de productie existenta. Realitatea este ca din cauza nerealizarii unor regimuri optime la nivelul sistemului electroenergetic si la nivelul instalatiilor componente pana la aplicarea pietei de energie electrica si din cauza functionarii unei piete de energie in conditiile actuale, intotdeauna s-a functionat in regimuri neoptimizate si cu efecte financiare negative.

Intr-un sistem energetic, nivelul tehnicitatii si economicitatii sale sau a instalatiilor sale componente este caracterizat de indicii tehnico-economici. [2.1], [2.4].

Pentru abordarea problemelor de eficienta economica si de regim optim de functionare, este necesara prezentarea si utilizarea indicilor tehnico-economici ai sistemului electroenergetic si a instalatiilor sale componente.

Pentru sistemul electroenergetic in ansamblu:

Costul specific al energiei electrice livrata consumatorilor;

Randamentul procesului de producere si transport a energiei electrice;

Pentru centralele electrice [2.1] [2.4]:

Costul specific al energiei electrice produsa la barele centralei:

(2.1)

unde:

c = costul specific al energiei electrice [lei / kWh];

C= cheltuielile de exploatare intr-un an [lei];

E_p = energia produsa la bare [kWh];

T_inst.= timpul de functionare la P_inst. [ore];

P_inst.= puterea instalata [kW].

Randamentul procesului de producere a energiei electrice la barele centralei [2.1], [2.4]:

(2.2)

unde:

randamentul [%];

E_p = energia produsa [kWh];

E_c = energia consumata [kWh].

Pentru retelele electrice:

- Costul specific al transportului de energie electrica de la centrale la consumatori [2.1], [2.4]:

(2.3)

unde:

c_t = costul specific al transportului [lei / kWh];

C_t = cheltuielile de exploatare a retelei de transport intr-un an [lei];

E_t = energia transportata [kWh];

T_max. = timpul de functionare la P_max. [ore];

P_max. = puterea maxima [kW].

Randamentul procesului de transport al energie electrice de la centrale la consumatori:

(2.4)

unde:

= randamentul [%];

P = puterea transportata [kW];

P = pierderile in retele [kW].

Deci, indicii de cost specific se determina prin raportul dintre cheltuielile de exploatare, intr-un interval de timp (un an) si energie electrica (livrata, produsa sau transportata) in acelasi interval de timp.

In exploatarea sistemului electroenergetic si a componentelor sale (centrale si retele electrice), reducerea costurilor specifice este obiectivul principal, ele influentand direct preturile pe piata de energie electrica. Acestui obiectiv ii sunt subordonate randamentele centralelor si retelelor electrice.

Randamentele centralelor si a retelelor electrice variaza in general cu regimul de functionare impus de graficele de sarcina ale consumatorilor.

Puterea absorbita de consumatori se modifica continuu in timp, ceea ce influenteaza puternic regimurile de functionare ale sistemului electroenergetic, adica tensiunile in nodurile retelei, incarcarile liniilor si transformatoarelor, repartitia sarcinilor intre centralele electrice, valoarea consumului tehnologic cauzate de pierderilor prin efectul Joule-Lenz, incarcarea grupurilor energetice, etc.

Prin curba (grafic) de sarcina se intelege variatia puterii electrice dintr-un anumit punct al sistemului electroenergetic, in functie de timp, P=P(t).

Curba de sarcina zilnica a sistemului electroenergetic prezinta doua varfuri de sarcina in perioadele de consum intens (de dimineata si de seara).

Diferentele mari intre consumul de zi si cel de noapte au influenta negativa asupra producatorilor in centralele termoelectrice care nu pot sa se adapteze tehnic fiind restrictionati de normele de exploatare.

Realizarea randamentelor optime in diferitele regimuri de functionare, constituie un obiectiv principal al exploatarii sistemului electroenergetic si a instalatiilor componente, care conduce la cresterea eficientei economice.

Realizarea unor randamente ridicate in exploatare inseamna realizarea unor consumuri minime de combustibil conventional in centrale si corespunde de multe ori si cu obtinerea de costuri specifice minime, in conditiile date ale regimurilor.

La realizarea regimurilor optime economic, un rol important il au graficele de sarcina ale sistemului electroenergetic.

Una din particularitatile sistemului electroenergetic consta in faptul ca, cele trei procese tehnologice de producere, transport si consum a energiei electrice au loc aproape simultan. In aceste conditii cererea de energie electrica din sistem este urmarita aproape simultan de productia de energie electrica din centrale. Graficele de sarcina ale consumatorilor sunt si graficele de sarcina ale sistemului energetic, daca se neglijeaza pierderile de putere din retele.

Curbele de sarcina au o importanta deosebita in energetica, deoarece contin informatii importante despre dinamica consumului, care impune dinamica productiei, precum si dezvoltarea instalatiilor de productie, transport si distributie a energiei electrice.

Indicatorii generali ai sistemului electroenergetic depind de graficele de sarcina electrica ale consumatorilor. Puterea maxima de pe aceste grafice determina puterea electrica instalata in centrale, iar coeficientul de umplere al acestor grafice determina durata de utilizare a puterii instalate.

Graficul sistemului electroenergetic se caracterizeaza prin doi indicatori principali: puterea maxima P_max si durata de utilizare a puterii maxime T_max, dati de relatia [2.1], [2.4]:

(2.5)

unde:

T_max = durata de utilizare a puterii maxime [ore];

P_max = puterea maxima [kW];

E_p = energie electrica produsa intr-o zi sau un an [kWh].

Puterea maxima P_max din timpul unui an si durata de utilizate T_max, timp de un an sunt marimile caracteristice de baza, care se iau in considerare la dezvoltarea sistemului electroenergetic prin investitii noi in centralele electrice.

In functie de P_max. se determina P_inst in centrale, incat sa fie asigurate rezervele necesare pentru regimurile de avarie si pentru perioadele de reparatii.

Durata de utilizare a puterii instalate [2.1], [2.4]:

(2.6)

unde:

T_inst = durata de utilizare a puterii instalate [ore];

P_inst = puterea instalata [kW];

E_p = energie electrica produsa intr-o zi sau un an [kWh].

In conditiile functionarii SEN interconectat cu UCTE, a functionarii pietei de energie electrica ti a reducerii consumului noaptea, acesti indicatori sunt influentati serios. Rezervele de putere sunt in multe situatii insuficiente.

In UE s-au stabilit unele directive care sa remedieze aceste deficiente si sa creasca siguranta in functionare a sistemelor energetice nationale si european.

Pentru marirea eficientei tehnico - economice a instalatiilor, este necesar sa se mareasca duratele de utilizare T_max si T_inst, prin aplicarea unor masuri tehnice si organizatorice, care sa duca la aplatizarea graficelor de sarcina electrica. Dupa ce s-au luat masurile pentru aplatizarea graficului de sarcina electrica si s-au determinat puterile instalate ale diferitelor centrale electrice, o problema majora este exploatarea in mod optim economic a sistemului electroenergetic.

Tinand cont de modul de participare a centralelor electrice la acoperirea graficului de sarcina a sistemului electroenergetic, conform literaturii de specialitate se deosebesc trei categorii principale (Figura 2.3) [2.1], [2.4]:

Centralele electrice de baza sunt cele care debiteaza puteri constante. Aici putem include centralele nuclearoelectrice, centralele termoelectrice cu randamente ridicate si centralele hidroelectrice fara lacuri de acumulare. Centralele termoelectrice proiectate ca centrale de baza, se proiecteaza pentru un randament optim, cand sunt incarcate aproape de puterea nominala si au o durata de utilizare a puterii instalate de circa 5000 - 7000 h/an.

In categoria centralelor de baza intra si centralele electrice de termoficare, la care graficul de productie electrica este impus de graficul de productie termica. Aceste centrale preiau o parte din graficul de sarcina.

Centralele electrice de varf sunt centrale care se preteaza mai usor in regim de puteri variabile. Aceste centrale preiau varfurile graficului de sarcina electrica, iar durata de utilizare a puterii instalate nu depaseste valori de circa 1500 - 3000 h / an. Ca centrale de varf se folosesc centrale hidroelectrice cu lac de acumulare si unele centrale hidroelectrice cu pompare - acumulare sau termoelectrice cu randamente scazute sau de constructie speciala cu pornire rapida a agregatelor, cum sunt cele cu turbine cu gaze.

Centralele electrice de semibaza preiau partea ramasa din graficul de sarcina intre centralele de baza si cele de varf. Aceste centrale pot fi termoelectrice sau hidroelectrice cu lac de acumulare, la care apa este folosita numai in scopuri energetice.

In sistemul electroenergetic romanesc, in conditiile functionarii pietei actuale, nu se mai respecta aceste principii de baza, din cauza structurii necorespunzatoare a productiei rezultate in urma unor restructurari nereusite, precum si din cauza modificarii structurii consumului (zi-noapte), care au efecte negative asupra sigurantei de functionare si a pretului final la consumatori.

In rezolvarea problemei de regim optim, o mare importanta o au caracteristicile energetice ale grupurilor si agregatelor (cazan, turbina) energetice.

Efectele cele mai mari se localizeaza la functionarea centralelor termoelectrice.

In figura 2.4 se prezinta caracteristicile energetice ale unui grup termoenergetic [2.1], [2.2]:

a)    Caracteristica de consum orar de combustibil, in functie de puterea dezvoltata la arborele turbinei:

B = f(P) (2.7)

Aceasta caracteristica se refera la puterea produsa la bornele generatorului, daca se neglijeaza pierderile in generator. Cand se tine seama de consumul intern al centralei, caracteristica se refera la puterea produsa la barele centralei.

b)   Caracteristica de consum specific de combustibil conventional [2.1]:

(2.8)

unde:

B = consumul orar de combustibil conventional al grupului [kg cc / h];

P = puterea dezvoltata la arborele generatorului [kW];

0,123 [kg cc / kWh];

= randamentul general al grupului [%].

c)    caracteristica cresterilor relative de consum (consumurile specifice suplimentare) de combustibil conventional [2.1]:

(2.9)

Caracteristica b prezinta un minim M, care corespunde punctului de tangenta T de pe caracteristica B. Acest punct corespunde functionarii grupului energetic cu un randament optim, care se realizeaza la circa (80 - 90 %) din puterea maxima. Pentru puteri mai mari decat puterea optima, indicatorul ε creste rapid, iar pentru puteri mai mici decat puterea optima, indicatorul ε scade lent.

Caracteristicile de consum orar de combustibil ale grupurilor termoenergetice se pot prezenta si separat pentru sala cazanelor si pentru sala masinilor (Fig. 2.5):

Pentru ε se obtine expresia [2.5]:

(2.10)

La o centrala hidroelectrica cu lac de acumulare, caracteristica energetica are forma [2.1]:

(2.11)

unde:

D = debitul de apa [2.5];   

;

H=inaltimea apei in lacul de acumulare [m];

= randamentul turbinei hidraulice [%];

P= puterea produsa [MW]

Daca nivelul H ramane constant, se exprima cresterea relativa a consumului de apa cu expresia [2.1], [2.4]:

(2.12)

In figura 2.6 se prezinta caracteristica de consum a turbinei hidraulice de tip Kaplan, unde parametrul curbelor este H.

In cazul unei retele electrice reducerea costului specific se realizeaza prin marirea randamentului si in consecinta prin micsorarea pierderilor p in retea.

Eficienta economica maxima a regimului de functionare a sistemului electroenergetic este influentata serios de repartitia economica a sarcinilor sistemului.

Minimum de consum specific de combustibil se obtine cand se realizeaza egalitatea cresterilor specifice ale consumului orar de combustibil conventional pentru toate centralele din sistem [2.1], [2.2].

Conditiile repartitiei economice optime a puterilor in sistemele energetice se pot exprima astfel [2.1], [2.3]:

(2.13)

(2.14)

unde:

.

reprezinta cresterile specifice ale consumului orar de combustibil conventional raportate la unitatea de putere suplimentare a centralei;

p, q = pierderile totale de putere activa si reactiva in intreaga retea a sistemului energetic;

P, Q = puterile activa si reactiva ale sarcinii unei centrale oarecare i = 1,2, . ..n

= sunt cresterile specifice ale pierderilor totale de putere activa sau reactiva raportate la unitatea de putere suplimentara activa sau reactiva, a respectivei centrale.

Numarul de ecuatii (2.13) si (2.14) este egal cu 2(n-1), unde n este numarul de centrale din sistem. Adaugand ecuatiile de bilant de puteri in sistemul energetic [2.1], [2.2]:

P₁ + P₂ + . + P_n = Σ P_S + p (2.15)

Q₁ + Q₂ + . ..+ Q_n = Σ Q_S + q (2.16)

se obtin 2n ecuatii, cu ajutorul carora putem determina 2n puteri active si reactive necunoscute ale centralelor electrice, daca sunt date puterile activa P_S si reactiva Q_S ale sarcinilor sistemului energetic si pierderile p, q.

Se noteaza pentru simplificare [2.1], [2.2]:

(2.17)

(2.18)

Marimea reprezinta cresterea consumului orar de combustibil conventional al centralei, raportat la cresterea sarcinii active in punctul de echilibrare al sistemului electroenergetic. Marimea arata cu cat creste consumul de combustibil conventional la centrala nr. 1, cand creste sarcina activa in nodul de echilibru cu o unitate si cand acoperirea acestei variatii a sarcinii si a cresterii respective a pierderii de putere activa sunt acoperite de aceasta centrala.

Marimea reprezinta cresterea pierderilor de putere activa in cazul cresterii sarcinii reactive a centralei date, raportata la cresterea sarcinii totale reactive a nodurilor, adica la sporul sarcinii reactive a nodului de echilibru. Deci marimea arata cu cat cresc pierderile de putere activa in intreaga retea in cazul cresterii sarcinii reactive a punctului de echilibru cu o unitate, atunci cand aceasta variatie a sarcinii si cresterea corespunzatoare a pierderii de putere reactiva sunt acoperite de centrala nr. 1.

Pierderile de putere activa si reactiva in retele depinde de puterile activa si reactiva ale centralelor [2.1], [2.2]:

p = f(P₁, P₂, . P_n; Q₁, Q₂, . Q_n) (2.19)

q = f(P₁, P₂, . P_n; Q₁, Q₂, . Q_n) (2.20)

Minimul pierderilor se obtine pe baza ecuatiilor (2.13) si (2.14), [2.1], [2.3].

Principiul egalitatii cresterilor specifice de pierderi nu poate fi mentinut insa intotdeauna, deoarece sarcinile reactive ale diferitelor agregate au valorile lor maxime si minime. Este insa normal sa se descarce de putere reactiva centralele electrice cu valorile mari si sa se incarce corespunzator centralelor cu valori ale lui mici.

Rezulta din ecuatia (2.13) ca minimul de consum de combustibil conventional in sistemul electroenergetic se obtine in cazul in care cresterile consumului orar de combustibil al tuturor centralelor, raportate la cresterea de putere activa a punctului de echilibru (marimile ) sunt egale intre ele.

Conditiile generale de consum minim orar de combustibil conventional se scriu sub forma [2.1], [2.2]:

(2.21)

(2.22)

Se au in vedere n generatoare si k compensatoare existente in sistemul electroenergetic.

Deoarece rezolvarea analitica a sistemului de ecuatii neliniare prezentat creeaza mari dificultati, se abordeaza diferite cazuri particulare, pentru rezolvarea problemei generale a sistemului energetic.

Se au in vedere urmatoarele doua cazuri [2.1], [2.3]:

Repartizarea puterilor active, neglijand variatia pierderilor de putere activa in retele;

Repartitia puterilor active tinand seama de variatia pierderilor de putere activa in retele.

La determinarea repartitiei optime a puterilor active, cu o anumita aproximatie se poate face abstractie de variatia pierderilor.

Atunci:

(2.23)

(2.24)

Se poate concluziona ca, egalitatea cresterilor specifice ale combustibilului conventional reprezinta singura conditie necesara unui consum minim de combustibil conventional in intreg sistemul energetic, in conditiile (2.23).

Consumul orar total de combustibil al unui grup energetic se exprima cu expresia [2.1], [2.2]:

(2.25 a)

Daca se realizeaza caracteristica B = f(P), se determina si caracteristica cresterilor specifice ε = f(P) in forma de curba sau trepte.

Repartitia puterilor active dupa principiul egalitatii cresterilor specifice de consum net de combustibil, asigura o eficienta economica totala a regimului, adica minimului consumurilor specifice de combustibil conventional pe kWh produsa.

Construirea caracteristicii de consum pentru o centrala electrica se bazeaza pe caracteristicile de consum ale diferitelor agregate ale centralei. Aceasta trebuie ridicata periodic, in urma reparatiilor mari la grupurile energetice.

O problema importanta din punct de vedere economic este si conectarea si deconectarea agregatelor din aceeasi centrala. Exista unele principii generale, care determina justificarea economica a intrarii in functiune a agregatelor sau a modificarii numarului de agregate in functiune.

Aceasta problema trebuie sa fie corect reglementata pentru a permite o functionare economica a centralei si a grupurilor energetice.

Astfel, la sarcini mici ale centralelor trebuie sa functioneze grupuri cu cresteri specifice mai mari. Al doilea grup va intra in functiune cand primul grup a atins sarcina economica. Cand al doilea grup a atins sarcina economica, poate deveni avantajoasa intrarea in functiune a celui de-al treilea grup.

Pentru descarcarea centralei, la inceput se descarca agregatele care au cresterile specifice cele mai mici.     Daca agregatul este descarcat potrivit principiului egalitatii cresterilor specifice pana la mersul in gol, oprirea lui este rationala, daca se face pentru un timp destul de lung.

Totusi este necesar sa se tina seama de economia totala de combustibil (sau de caldura)care se obtine in timpul opririi agregatului si sa se compare cu consumul de combustibil din momentul opririi agregatului pana la stabilirea regimului de mers in gol, dupa pornirea din nou a acestuia.

Pentru realizarea unei repartitii economice a sarcinilor active intre centralele electrice si grupurile energetice din sistemul electroenergetic, la OTS, ANRE si la centralele electrice trebuie sa existe urmatoarele documente, alaturi de programul de functionare rezultat din contractele economice si obligatiile fata de OTS:

a)    tabelele cu valorile cresterilor specifice ale consumului de combustibil conventional pentru fiecare gama de sarcini ale centralei electrice cu indicarea grupurilor energetice sau a agregatelor (turbine si cazane) la care variaza sarcina;

b)   tabelele continand valorile sarcinilor centralei la care poate fi rationala oprirea unuia dintre grupuri sau agregate. Aici se indica totodata numarul minim de ore pentru care poate fi economic justificata oprirea.

Este necesar sa existe tabele pentru regimurile in care toate agregatele se afla in functiune sau in rezerva, precum si in cazul opririi pentru reparatii a grupurilor energetice sau a agregatelor. De aceste date trebuie sa se tina seama in intocmirea reglementarilor privind functionare a SEN si a pietei de energie electrica.

In aceste tabele vor fi introduse doar centralele sistemului energetic care participa la repartitia economica a sarcinii sistemului energetic. Aceste tabele se pot utiliza si in cazul opririi pentru reparatie a oricarui agregat.

Tabelele trebuie refacute de doua sau trei ori pe an, in functie de conditiile sezoniere ale sarcinilor termice, de racirea condensatoarelor turbinelor, darea in functiune de agregate noi, sau oprirea de lunga durata a unor grupuri energetice sau agregate.

Intotdeauna oprirea sau pornirea se efectueaza cu permisiunea dispecerului central al sistemului, care apreciaza necesitatea acestor operatii, pe baza conditiilor generale de functionare ale sistemului, in functie de marimea rezervei de putere, de sarcinile transportatorului de energie electrica etc.

Faptul ca se tine seama la repartitia puterilor active de pierderile de putere activa in retele, se exprima prin aceea ca, in loc de cresteri de consum specific, raportate la o variatie unitara a puterii centralei electrice respective, este necesar sa se utilizeze cresterile de consum specific raportate la o variatie unitara a sarcinii in nodul de echilibru.

Asa cu s-a aratat este necesar sa se cunoasca pentru fiecare centrala electrica, cresterile specifice ale pierderilor totale de putere activa sau reactiva.

; ; ; (2.25b)

In cazul unei aprecieri aproximative a pierderilor, este suficient sa se cunoasca numai, adica cresterile specifice a pierderilor de putere activa in raport cu puterile active ale diferitelor centrale electrice.

Aceste consideratii teoretice din literatura de specialitate au o anumita aplicare in conditiile pietei de energie electrica. Functionarea pietei de energie prin mecanismele ei, rezolva partial problema functionarii optime, pe baze comerciale. Nu se poate face insa o comparatie intre cele doua situatii in sistemul energetic romanesc. Problema adevaratei optimizari ramane o problema deschisa. Trebuie totusi facuta o analiza obiectiva a efectelor aplicarii pietei de energie in sistemul electroenergetic romanesc si aplicate corectiile necesare.

Pierderile de putere activa in retea se compun din pierderile care depind de curent (pierderile in Cu) si din pierderile care depind de tensiune (pierderile in Fe, efectul corona etc.).

Variatiile pierderilor care depind de tensiune se neglijeaza, presupunandu-se ca se lucreaza la tensiunea nominala.

Daca intr-un sistem electroenergetic exista numai centrale hidroelectrice, sau cea mai mare parte a puterii instalate o reprezinta generatoarele hidroelectrice, problema repartitiei sarcinilor se reduce la obtinerea productiei maxime de energiei electrice pentru acelasi consum de resurse energetice.

Conditiile care determina minimul consumului de energie hidraulica la toate centralele hidroelectrice, sunt analoage cu conditiile consumului minim de combustibil conventional.

Exista insa o deosebire esentiala: daca pentru centralele termoelectrice repartitia economica a puterilor este limitata de puterile minime si maxime ale centralelor, impuse de conditiile de functionare ale grupurilor energetice, pentru hidrocentrale, in afara de acestea, conditiile de limitare o constituie consumurile minime, maxime sau impuse de apa.

Sunt cunoscute urmatoarele principii de repartitie a puterilor active intre centralele hidroelectrice [2.1], [2.2]:

Daca productia zilnica de energie electrica sau consumul zilnic de resurse hidraulice nu sunt limitate, repartitia sarcinii intre hidroagregate se efectueaza dupa aceleasi principii ale egalitatii cresterilor specifice, tinandu-se sau netinandu-se seama de pierderile in retele, ca in cazul termocentralelor.

Daca productia zilnica a unei centrale hidroelectrice oarecare este rigid data, toate valorile cresterilor specifice ale acestei centrale, pe intreaga gama, se maresc cu asemenea valoare constanta, incat daca repartitia curbei de sarcina totala se face dupa principiului egalitatii cresterilor specifice, productia de energie in centrala sa fie egala cu valoarea indicata.

Daca este indicat consumul de apa zilnic pentru o centrala oarecare, cresterile specifice pe intreaga gama se inmultesc cu un asemenea coeficient constant (mai mare sau mai mic decat unitatea), incat, in cazul repartitiei in functie de cresterile specifice, consumul zilnic real de resurse hidraulice in centrala respectiva sa fie egala cu valoarea indicata.

Daca in cazul repartitiei sarcinii intre centralele hidroelectrice, productia zilnica de energie sau consumul zilnic de resurse hidraulice pentru o centrala hidraulica oarecare, este mai mare decat maxim admisibil sau este mai mic decat minim admisibil, cresterile specifice se maresc cu o valoare constanta (in primul caz) sau se inmultesc cu un coeficient constant (in al doilea caz), astfel incat productia de energie electrica zilnica sau consumul de resurse hidraulice zilnic sa fie egale cu valoarea limita admisibila.

Cand in sistemul electroenergetic exista atat centrale termoenergetice, cat si hidroenergetice, cazul sistemului romanesc se au in vedere urmatoarele doua probleme [2.1], [2.2]:

Repartitia zilnica a puterilor active intre centralele electrice, care sa asigure consumul minim de combustibil pentru valoarea data a consumului zilnic de resurse hidraulice, sau pentru valoarea data a productiei zilnice a energiei la centralele hidroelectrice;

Repartitia anuala a resurselor hidraulice care asigura printr-o folosire corecta a consumurilor zilnice si lunare a hidro-resurselor, un consum minim de combustibil pe an.

Pentru un sistem energetic care are k hidrocentrale cu o productie de energie zilnica impusa si n-k termocentrale, conditiile in care se realizeaza consumul minim de combustibil, sunt [2.1], [2.2]:

(2.26)

unde:

λ₁ . . λ_k = cresteri specifice echivalente pentru cele k hidrocentrale, pentru care repartitia puterilor intre centralele termoelectrice si hidroelectrice de la productia de energie electrica zilnica impusa pentru fiecare din centralele hidroelectrice.

ε_k+1 . ε_n = cresterile specifice pentru cele n-k termocentrale.

Daca este fixat consumul zilnic al resurselor hidraulice pentru cele k hidrocentrale, conditiile de consum minim total de combustibil sunt [2.1], [2.2]:

(2.27)

In acest caz cresterea specifica a consumului de apa pentru fiecare din centralele hidroelectrice trebuie inmultita cu un coeficient constant oarecare λ, intrucat acest produs este echivalent cu cresterea specifica a consumului de combustibil conventional.

Coeficientii λ₁, . . λ_k trebuie alesi astfel incat repartitia sarcinilor intre centralele termoelectrice si hidroelectrice, dupa principiul egalitatii cresterilor specifice de consum de combustibil (la centralele hidroelectrice acest rol in joaca λ₁ε₁ . . λ_kε_k) sa se realizeze la fiecare dintre centralele hidroelectrice, consumul zilnic impus al resurselor hidraulice.

In figura 2.7 se prezinta repartitia sarcinilor intre centralele termoelectrice si hidroelectrice, intr-un sistem electroenergetic.

Linia orizontala se va alege astfel incat aria partii superioare a curbei sa corespunda cu suma productiilor zilnice de energie electrica impuse tuturor centralelor hidroelectrice. Repartitia anuala a resurselor hidraulice, adica repartitia anuala a rezervei din lacurile de acumulare este o problema deosebit de complexa.

La optimizarea pe termen scurt, pentru determinarea regimurilor care asigura utilizarea optima a mijloacelor disponibile la un moment dat, se opereaza cu durate scurte de o zi sau o ora.

La un sistem electroenergetic cu centrale termoelectrice si hidroelectrice, vom imparti centralele in doua categorii [2.1], [2.2]:

a)   Centrale de baza pentru care se prevad puteri active constante;

b)   Centrale cu puteri repartizabile, pentru care urmeaza sa se calculeze puteri active.

Repartitia economica a puterilor repartizabile se calculeaza in doua etape. In prima etapa se calculeaza cu aproximatie repartitia optima a puterilor pe durata unei zile, iar in a doua etapa se calculeaza mai exact repartitia momentana sau orara.

Pentru optimizarea zilnica se are in vedere graficul de sarcina zilnica a sistemului in care se includ si pierderile estimate de putere in retea. Se cunosc de asemenea indicii tehnico - economici ai centralelor, puterile disponibile la bornele centralelor termoelectrice si cantitatea de apa disponibila in centrale hidroelectrice.

Durata pentru care se face optimizarea (o zi) se imparte in 24 de intervale egale (o ora), care se numeroteaza de la 1 la 24si se defineste multimea Z = . Puterile active debitate de centrale cu puteri repartizabile se noteaza:

(2.28)

unde:

k = multimea centralelor termoelectrice (1, 2, . ., c), cu puteri repartizabile;

h = multimea centralelor hidroelectrice (1,2, . ., h), cu puteri repartizabile.

Este necesar sa se minimizeze consumul de combustibil conventional in centralele termoelectrice pe durata de optimizare de o zi [2.1], [2.2]:

(2.29)

in conditiile:

(2.30)

unde:

P_gk = puterea activa a generatoarelor electrice cu puteri impuse;

P_ck = puterea activa a consumatorului echivalent, inclusiv pierderile de putere in retea;

P_ik = puterile active debitate de centralele termoelectrice si hidroelectrice cu puteri repartizabile;

B_ik = combustibilul conventional consumat in centralele termoelectrice;

C_i = cantitatea de apa disponibila intr-o zi in centrala

C_ik = consumul orar de apa in centrala , in intervalul .

Prima relatie (2.30) reprezinta bilantul puterilor active in sistem in intervalul , iar a doua relatie reprezinta restrictia referitoare la consumul de apa in centrala , in intervalul de timp studiat (o zi).

Se foloseste functia Lagrange:

(2.31)

Se formeaza in final un sistem complet de ecuatii din care se calculeaza 24 x c puteri P_ik pentru centralele termoelectrice, 24 x h puteri P_ik pentru centralele hidroelectrice, 24 parametrii λ_k si h parametrii η_i.

Se noteaza:

(2.32)

si se obtine:

(2.33)

unde:

ε_ik = cresterile relative de combustibil conventional (tcc / kWh);

μ_ik = cresterile relative de consum de apa (m³ / kWh).

Calculul exact al optimizarii zilnice nu se justifica din mai multe motive. In primul rand graficul de sarcina zilnica se estimeaza, iar erorile de calcul ale estimarii pot sa depaseasca pe cele admise la calculul aproximativ al optimizarii. In al doilea rand B poate fi "aproape optim", daca centralele hidroelectrice consuma toate rezervele de apa si acopera partea variabila a graficului de sarcina.

In cazul optimizarii aproximative pe durata unei zile, se pune problema de a decupa din graficul de sarcina zilnica o suprafata proportionala cu cantitatea de energie electrica debitata de centralele hidroelectrice (Figura 2.7).

Apoi optimizarea puterilor debitate de centralele hidroelectrice si termoelectrice se efectueaza in continuare in mod independent.

Pentru optimizarea puterilor debitate de centralele hidroelectrice se cere minimizarea ordonatei P_h a dreptei (Figura 2.7), care separa partea superioara a graficului de sarcina [2.1], [2.2].

Determinarea ordonatei minime P_h o data cu stabilirea graficelor de incarcare a centralelor hidroelectrice, se rezolva cu sprijinul programarii dinamice.

Dupa ce se determina graficele de incarcare ale centralelor hidroelectrice este necesara optimizarea puterilor debitate de centralele termoelectrice. Din graficul de sarcina se decupeaza suprafetele corespunzatoare centralelor hidraulice si a celor cu puteri impuse. Graficul rezultat este graficul de sarcina al centralelor termoelectrice cu puteri repartizabile.

La optimizarea orara se cere sa se minimizeze consumul orar de combustibil conventional in centralele termoelectrice [2.1], [2.2]:

(2.34)

unde:

c = 1, 2, . .,C,    numarul centralelor termoelectrice;

B_i = consumul orar de combustibil conventional al centralei;

P_ci = puterea activa produsa de centrala .

Puterile active P_i satisfac restrictia de egalitate corespunzatoare bilantului puterilor active din sistem.

(2.35)

unde:

d = multimea centralelor cu puteri date (impuse);

c = multimea centralelor cu puteri repartizabile;

r = multimea receptoarelor (consumatorilor);

p = pierderile de putere activa in retea.

Se formeaza functia Lagrange:

L = B + λ_p (2.36)

Se cere sa fie calculate puterile P_ci = P_i (ε_i), care sa satisfaca conditiile de optimizare. Deoarece ε_i = ε_i(P_ci) sunt neliniare, se vor folosi aproximatiile succesive. Optimizarea de lunga durata a unui sistem electroenergetic se studiaza cu ajutorul programarii dinamice.

Mai intai trebuie sa fie elaborat un model matematic al sistemului electroenergetic, apoi se determina strategia optima de functionare a acestuia. Daca consideram un sistem electroenergetic cu centrale termoelectrice si hidroelectrice, cum este cel romanesc, graficul de sarcina electrica al sistemului pe durata T se imparte in K intervale egale cu ΔT, numerotate de la 1 la K, formand multimea . Daca durata de optimizare T este un an, intervalul ΔT se ia egal cu o luna si numarul intervalelor va fi K = 12.

Pentru fiecare interval ΔT se determina puterea medie pe graficul de sarcina. Considerandu-se cunoscuta strategia exploatarii centralelor hidroelectrice, atunci se cunosc puterile debitate de centralele hidroelectrice in fiecare interval T. Se va face bilantul puterilor pentru fiecare interval ΔT si se determina puterea P_K, , pe care trebuie sa o debiteze centralele termoelectrice.

Se intelege prin "centrala electrica" multimea grupurilor identice dintr-o centrala termoelectrica. Notam cu n numarul grupurilor dintr-o centrala electrica, , unde c este multimea centralelor electrice.

Exprimam bilantul puterilor active din sistem pentru fiecare interval K [2.1], [2.2]:

(2.37)

unde:

n_i(K) = numarul grupurilor in functiune in centrala i in intervalul K;

P_i(K) = puterea debitata de un grup din centrala i in intervalul K;

P_k = puterea totala debitata de centralele termoelectrice in intervalul K.

Pentru optimizarea de lunga durata se cere sa se optimizeze o functie economica, care poate fi de exemplu minimizarea costului combustibilului consumat in centralele termoelectrice pe durata T a optimizarii [2.1], [2.2]:

(2.38)

Sau se poate cere optimizarea unei functii de performanta:

(2.39)

unde:

f = functia de performanta;

C = consumul de combustibil conventional in intervalul T.

In functia de performanta intervin trei categorii de variabile: variabile de stare P_i(K), variabile de decizie n_i(K) si variabile de stadiu K.

Optimizarea functiei de performanta se poate realiza tot cu sprijinul programarii dinamice.

Un sistem de variabile de stare si de decizie care verifica restrictiile de egalitate formeaza un program dinamic. Un program dinamic care optimizeaza functia de performanta este un program dinamic optim [2.1], [2.2].

Un sistem de variabile de decizie impreuna cu un program dinamic formeaza o strategie. Pentru fiecare strategie admisibila se poate calcula programul dinamic optim, in care variabilele de stare optimizeaza functia de performanta. Strategia care duce la un "optimum optimorum" al functiei de performanta se numeste strategie optima.

Teorema de baza a programarii dinamice (Bellman) se poate enunta:

Teorema 1: Daca programul dinamic este optim pe un interval dat, atunci functia obiectiv este optima pe orice stadiu din intervalul dat.

Reciproca teoremei este:

Teorema 2: Daca functia de performanta este optima pe orice stadiu dintr-un interval dat, atunci programul dinamic este optim pe intervalul dat.

Daca in functia de performanta (2.38) notam:

(2.40)

obtinem:

(2.41)

Functia Z_K din intervalul ΔT cu numarul de ordine , are rolul functiei de performanta in momentul K.

Se calculeaza programele dinamice optime pentru fiecare strategie admisibila. In final se alege "strategia optima" care determina "minimum minimorum" al functiei obiectiv.

(2.42)

Optimizarea functiilor Z_K din (2.40), in cazul general cand functiile de cost C sunt neomogene sau neliniare in raport cu P_i(K), necesita studiul tuturor variantelor posibile de alegere a variantelor pe decizie n_i de argument K.

Fiecare varianta de alegere a variabilelor n_i(K) in intervalul K formeaza o strategie momentana sau o tactica. Functiile Z_K se optimizeaza pentru fiecare varianta, folosind metodele tactice, adica metodele de programare statica sau momentana.

In cazul sistemelor electroenergetice complexe selectarea strategiilor si calcului programelor dinamice sunt probleme dificile si complexe ce se executa cu greu si cu ajutorul tehnicilor moderne soft si hard.

De aceea este necesar ca in abordarea problemei de optimizare de lunga durata sa se foloseasca particularitatile problemei, pentru a se ajunge la calea cea mai simpla de determinare a unei strategii "aproape optime".

Daca luam in considerare un sistem electroenergetic cu centrale termoelectrice (c) si hidroelectrice (h), pentru abordarea unei strategii aproape optime, impartim graficul anual de sarcina in intervale de timp egale si scriem bilantul puterilor active din fiecare interval [2.1], [2.2]:

(2.43)

Puterile P_i(K) debitate de centrale satisfac restrictiile:

(2.44)

unde:

= puterea minima a unui grup din centrala electrica i;

= suma puterilor maxime a grupurilor identice care formeaza centrala i.

Admitem aproximatiile:

(2.45)

unde:

C_i(K) este costul energiei produsa in centrale in intervalul ΔT , cu numarul de ordine K;

c_i = costul specific al energiei electrice produsa de centrala ;

W_i(K) = consumul de energie hidraulica al centralei , in intervalul ΔT cu numarul de ordine K;

w_i = consumul specific de energie hidraulica al centralei .

Cu ajutorul aproximatiilor (2.45) problema de programare dinamica se rezolva cu ajutorul unui program liniar (algoritm simplex).

Se cere minimizarea costului energiei electrice produse de centralele termoelectrice, in timp de un an:

(2.46)

In loc sa minimizam costul C, se minimizeaza functia:

(2.47)

Cu ajutorul programului simplex se optimizeaza functia f.

Se obtin puterile optime P_i(K) ale centralelor termoelectrice, in functie de care se stabileste "strategia aproape optima".

S-au prezentat unele consideratii teoretice privind modul de abordare a problemei complexe de regim optim al sistemului electroenergetic in ansamblu, precum si al centralelor electrice si a grupurilor energetice, inclusiv unele aspecte privind curbele de sarcina, caracteristicile energetice ale grupurilor, indicatorii tehnico - economici etc., pe baza literaturii de specialitate considerate necesare pentru aprofundarea si rezolvarea practica a problemei pentru sistemul energetic romanesc in ansamblu si pentru partile sale componente.

In conditiile pietei de energie electrica trebuie avute in vedere regulile stabilite prin reglementarile privind functionarea pietei.

Inca nu se poate raspunde, in ce masura piata de energie electrica, deschisa total sau partial aplicata la nivel national sau european, rezolva mai bine problemele energetice, in conditiile reducerii permanente a resurselor energetice neregenerabile si a cresterii permanente si accelerate a preturilor combustibililor.

Regimul optim al sistemului electroenergetic in acceptiunea calitatii totale a energiei

Regimul optim de functionare al sistemului electroenergetic trebuie realizat in conditiile cresterii calitatii energiei. Intr-un sistem electroenergetic, eficienta economica a regimului optim si a calitatii energiei se cuantifica prin [2.1], [2.6]:

Cresterea randamentului instalatiilor de producere, transport si utilizare a energiei;

Scaderea consumurilor specifice si proprii tehnologice a centralelor electrice si a retelelor de transport si distributie a energiei;

Imbunatatirea parametrilor de functionare a turbinelor cu abur si hidraulice si a cazanelor de producere a aburului;

Imbunatatirea parametrilor de functionare ai retelelor electrice de transport si distributie a energiei.

La aceste actiuni se mai adauga cresterea gradului de incarcare a instalatiilor pe intreg lantul energetic centrala - retea - consumator si repartitia economica a sarcinilor sistemului pe centralele electrice si grupurile energetice.

Criteriile calitatii energiei, in conditiile regimului optim de functionare a sistemului energetic si a instalatiilor, inclusiv a agregatelor sale componente sunt [2.1], [2.6]:

(2.48)

unde:

f_f si f_n = frecventele in functionare (f) si cele nominale (n);

U_f si U_n = tensiunile in functionare (f) si cele nominale (n);

T_f si T_n = temperaturile in functionare (f) si cele nominale (n);

P_f si P_n = presiunile in functionare (f) si cele nominale (n);

η_f si η_optim = randamentele instalatiilor in functionare (f) si cele nominale (n);

c_spf si c_spmin = consumurile specifice in functionare (f) si cele minime;

R_tee si R_tet = riscurile provocate de avarii la nivelul instalatiilor de producere, transport si utilizare a energie electrice si termice;

C_B = consumul total de resurse (combustibil si apa) pentru producerea si livrarea energiei electrice si termice.

Cresterea consumului si a productiei de energie electrica, extinderea instalatiilor electroenergetice, schimbarea structurii agentilor economici, cresterea numarului de receptoare de energie electrica si termica puternice, influenteaza calitatea energiei electrice si termice si regimurile de functionare a centralelor si retelelor electrice precum si a consumatorilor.

Implicatiile principale sunt [2.1], [2.7]:

Cresterea pierderilor de putere si energie in toate instalatiile sistemului electroenergetic;

Supraincarcarea componentelor sistemului electroenergetic si cresterea puterii necesare echipamentelor electrice;

Reducerea duratei de functionare a instalatiilor electrice si termice prin cresterea uzurii acestora;

Perturbarea functionarii normale a productiei industriale;

Declansari eronate ale protectiilor electrice si tehnologice si a automatizarilor;

Intreruperea in functionare sau avarierea instalatiilor electronice de conducere si a tehnicii de calcul;

Perturbari in liniile de telecomunicatii.

Efortul de realizare a actiunilor, de atingere a regimului optim si a cresterii calitatii energiei trebuie sa fie minim.

Efortul pentru atingerea regimului optim, in conditiile realizarii calitatii energiei se concretizeaza in investitii si cheltuieli de modernizare a centralelor, retelelor si al consumatorilor energetici.

Aceste eforturi urmaresc pe de o parte inlaturarea neconformitatilor intre proiectele realizate si instalatiile energetice in functiune sau supuse dezvoltarii si pe de alta parte, ridicarea nivelului tehnic si marirea duratei de viata a instalatiilor prin realizarea lucrarilor de modernizare.

Costurile totale pentru optimizarea regimurilor de functionare in conditiile calitatii totale la nivelul centralelor si retelelor electrice, exprimate in cercetari operationale, prezinta urmatoarele structuri matematice[2.1], [2.7]:

C_t = C_cpr + C_sam + C_eoc - C_ium + C_bfc + C_civd    (2.49)

unde:

C_t = cheltuielile totale;

C_cpr = cheltuieli aferente proiectarii;

C_sam = cheltuieli aferente procurarii resurselor;

C_eoc = cheltuieli aferente achizitionarii echipamentelor, calculului si realizarii regimului optim;

C_ium = cheltuieli aferente aplicarii in practica a ingineriei umane;

C_bfc = cheltuieli aferente biroticii si activitatii financiar contabile;

C_civd = cheltuieli aferente deciziei optime.

Aceste cheltuieli modeleaza urmatoarele clase de activitati in cercetari operationale:

Cautare - prognoza - risc (cpr) (conceptia si solutia dezvoltarii sistemului energetic)

Stocare - asteptare - marketing (sam) (procurarea resurselor in timp util, pe baza cunoasterii pietei interne si externe);

Echipamente - ordonantare - calitate (eoc) (achizitionarea echipamentelor, calculul regimului optim prin repartitia sarcinilor pe grupuri, centrale, retele si consumatori si cresterea randamentului grupurilor si retelelor);

Ingineria umana (ium) (asigurarea fortei de munca atat cantitativ cat si calitativ);

Proiectarea biroticii si fundamentarea activitatilor contabile respectiv financiare (bfc);

Construirea deciziei optimale tinand cont de conexiunea inversa (civd).

Toate componentele de cheltuieli modeleaza aspecte calitative si cantitative ale activitatilor si evenimentelor care apar in fazele de proiectare, realizare si functionare a obiectivelor energetice, ceea ce arata ca aceste eforturi pot constitui regimul optim de functionare, in conditiile unei calitati totale a energiei electrice si termice produsa si livrata.

Costul regimului optim al proceselor tehnologice, cu asigurarea calitatii strict legate de aspectele tehnologice se poate scrie [2.1], [2.7]:

C_eoc = C_e + C₀ + C_c = C_re + C_ir + C_par + C_regec + C_c (2.50)

unde:

C_eoc = costul regimului optim al proceselor tehnologice cu asigurarea calitatii totale (echipamente - ordonantare - calitate);

C_e = cheltuieli cu echipamentele;

C_o = cheltuieli cu ordonantarea;

C_c = cheltuieli de asigurarea calitatii;

C_re = costul reinnoirii - modernizarii, retehnologizarii, noi grupuri si instalatii;

C_ir = costul intretinerii si repararii preventive a instalatiilor;

C_par = costul preluarii avariilor;

C_regec = costul regimului optim economic sub aspectul repartitiei sarcinilor si cresterii randamentelor in conditiile de calitate (f = ct.; U = ct.; P = ct.; T = ct.; D_ee = R_ee ≈ 0; D_et = R_et ≈ 0);

C_c = costul calitatii energiei.

Diminuarea costurilor referitoare la regimul optim de functionare al sistemului energetic, cu asigurarea calitatii energiei electrice si termice, este strans legata de repartitia optima a puterilor pe centralele electrice si grupuri energetice ale sistemului, de imbunatatire a randamentelor, de reducerea consumurilor de resurse energetice si a pierderilor in retele.

Avarii si incidente majore in SEN

In timp au avut loc mai multe avarii si incidente majore in SEN, in general ca urmare a unor deficiente de natura tehnica. Cele mai semnificative avarii si incidente sunt:

Pe LEA 110 kV Doicesti - Patroaia, in ziua de 6 iunie 1955, o barza a provocat un scurtcircuit, care a condus la o avarie de sistem. Protectia de distanta a liniei nu a actionat, fiind orientata in mod gresit invers, scurtcircuitul fiind echivalent cu scurtcircuitele pe barele de 110 kV ale CET Doicesti. In aceste conditii atat centrala Doicesti cat si sistemul electroenergetic au iesit din functiune.

In data de 24 aprilie 1964, se functiona cu LEA 110 kV Fantanele-Brasov si LEA 110 kV Govora-Barsesti, retrase din exploatare. LEA 110 kV Focsani-Buzau, singura legatura a sistemului Muntenia cu SEN s-a supraincarcat. La un moment dat sistemul a devenit instabil static, fiind la limita stabilitatii statice si a declansat LEA Focsani-Buzau si toate sursele din sistemul Muntenia, incat intreaga zona (inclusiv Bucurestiul) a ramas nealimentata.

In data de 11 august 1964, se functiona cu LEA 110 kV Fantanele-Brasov retrasa din exploatare. Legatura dintre SEN si sistemul Muntenia era realizata prin LEA 110 kV Focsani-Buzau si LEA 110 kV Paroseni-Barsesti. Dupa declansarea liniei Paroseni-Barsesti, ca urmare a unei defectiuni, sistemul Muntenia a ramas interconectat cu SEN numai prin LEA 110 kV Focsani-Buzau. Sistemul Muntenia a intrat in pendulatii si linia respectiva a declansat ca urmare a pierderii stabilitatii iar toti consumatorii din Muntenia si Oltenia au ramas nealimentati.

Cea mai semnificativa avarie s-a petrecut in ziua de 10 mai 1977, ca urmare a unor succesiuni de evenimente, pornite de la un scurtcircuit la un separator de 110 kV din statia Tismana, ca rezultat a unor actionari necorespunzatoare ale automaticii de sistem din Portile de Fier, a interventiei gresite a personalului si a unor defecte de echipament.

SEN functiona in momentul producerii avariei cu SEI si se primeau 220 MW prin LEA de 400 kV Ludus-Mukacevo, iar prin LEA 400 kV cu functionare la 220kV, Arad-Szeged se livra 80 MW, soldul total fiind de 140 MW. Din Yugoslavia se importa 325 MW prin LEA 400 kV, Djerdap-Portile de Fier. Sarcina SEN era de 7.103 MW, fiind acoperita din centrale proprii, 6.638 MW si din import, 465 MW.

In cursul desfasurarii avariei au avut loc o serie de evenimente, care au agravat starea functionarii sistemului. In timpul avariei frecventa SEI a scazut la 49,15 Hz, ceea ce corespunde cu cresterea importului de energie spre SEN si cu cresterea sarcinii in SEI. Restabilirea functionarii SEN a avut loc intre 9⁰¹ si 10⁵⁰, cu alimentarea principalilor consumatori.

In urma analizei avariei s-au stabilit masuri care au avut in vedere in principal: imbunatatirea automaticii de sistem si a reglarii acesteia, perfectionarea schemelor si dotarea cu echipamente performante.

Automatizarea regimurilor de functionare ale sistemului electroenergetic (SEE)

Introducere

Parametrii principali care fac obiectul automatizarii regimurilor de functionare ale SEE si a instalatiilor componente sunt: frecventa, tensiunea in diferite puncte ale SEE, puterea activa si reactiva, curentul de excitatie al generatoarelor si compensatoarelor sincrone, circulatia de putere activa si reactiva pe liniile SEE si intre sistemele interconectate, presiunea si temperatura si alti parametrii ai centralelor termoelectrice si hidroelectrice etc.

Un volum mare de automatizari sunt folosite de asemenea pentru pornirile si opririle grupurilor energetice, pentru anclansarea si declansarea intrerupatoarelor in centralele si statiile electrice.

Principalele instalatii si dispozitive de automatizare din SEE, se clasifica astfel:

a)    Dispozitive si instalatii de automatizare pentru siguranta in exploatare a SE, destinate sa actioneze la aparitia unor defecte sau avarii in instalatiile SE pentru a fi lichidate in cel mai scurt timp posibil pentru evitarea extinderii lor. In aceasta categorie se incadreaza:

Instalatiile de protectie prin relee;

Dispozitivele de descarcare automata a sarcinii;

Reanclansarea automata rapida;

Anclansarea automata a rezervei;

Dispozitivele de sincronizare si autosincronizare;

Dispozitivele automate de pornire a grupurilor din centrale electrice;

Regulatoarele automate de excitatie a generatoarele sincrone.

b)   Dispozitive si instalatii de automatizare a calitatii energiei in SEE, destinate mentinerii valorilor unor marimi care caracterizeaza calitatea energiei electrice si termice. In aceasta categorie se incadreaza:

Dispozitivele de reglare automata a frecventei si a circulatiei de putere activa in liniile SE, precum si a circulatiei de putere activa intre sistemele interconectate;

Dispozitivele de modificare a raportului de transformare al transformatoarelor din centralele si statiile electrice;

Dispozitivele de reglare automata a puterii reactive a bateriilor de condensatoare;

Dispozitive si instalatii automate de mentinere a unor parametrii din centralele termoelectrice.

c)    Dispozitive si instalatii automate de exploatare economica a SEE, destinate repartitiei optime a puterii active si reactive pe grupurile energetice si centralele electrice din SE si circulatia acestora pe liniile SE sau intre sistemele interconectate, exploatarii optime a centralelor termo si hidroelectrice.

Dupa rolul pe care il indeplinesc instalatiile si dispozitivele de automatizare din SEE, se pot clasifica astfel [2.7]:

a)    De reglare automata a frecventei si a puterii active din SE;

b)   De reglare automata a tensiunii si a puterii reactive din SE;

c)    De sincronizare automata;

d)   De anclansare automata rapida;

e)    De reglare automata a parametrilor centralelor electrice.

Reglarea automata a puterii active si reactive in SEN

Introducere

Operatorul de Transport si Sistem, prin Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport si normativele proprii are obligatia asigurarii echilibrului intre puterea electrica produsa si consumata. In asigurarea echilibrului sunt luate in considerare cele doua componente ale puterii aparente: puterea activa si puterea reactiva, fiecare dintre acestea avand un parametru de observare (reglare): frecventa respectiv tensiunea.

In procesul de reglare a puterilor active si reactive intervine reglarea frecventei si a tensiunii in SEN, care sunt indicatori primari de calitate ai energiei.

Energia electrica este considerata ca un produs care trebuie livrat de catre furnizor la consumator, respectand un anumit nivel de calitate.

Calitatea energiei se poate defini ca fiind ansamblul parametrilor (indicatorilor) care conditioneaza utilitatea energiei electrice, adica satisface necesitatile receptorilor (consumatori electrici) in concordanta cu destinatia lor. Deci asigurarea calitatii energiei electrice inseamna mentinerea indicatorilor energiei electrice in limite admise. Acest lucru depinde de o multitudine de factori, cum sunt [2.8]:

Realizarea balantei puterilor active si reactive in sistemul electroenergetic;

Nivelul tehnic al instalatiilor de producere, transport ti distributie al energiei electrice;

Gradul de automatizare al diferitelor reglaje;

Calitatea masurilor si mijloacelor considerate pentru mentinerea si cresterea calitatii energiei electrice;

Calitatea activitatilor de proiectare a retelelor si echipamentelor electrice;

Calitatea studiilor de dezvoltare si optimizare a retelelor electrice.

Calitatea energiei electrice intr-un nod al sistemului electroenergetic poate fi apreciata functie de [2.8]:

Nivelul abaterilor tensiunii fata de tensiunea nominala;

Nivelul abaterilor frecventei fata de frecventa nominala;

Gradul de simetrie al sistemului trifazat de tensiuni si curenti;

Puritatea curbelor de tensiune si curent dorite a fi de forma sinusoidala.

Cele patru aspecte pot fi reunite si sub forma:

Calitatea tensiunii,

Calitatea frecventei,

Calitatea alimentarii cu energie electrica

Toate aceste aspecte trebuie privite si analizate sub incidenta perturbatiilor, a caror cauze si efecte si masurile ce trebuie luate pentru limitarea lor sunt studiate in cadrul mai larg, acela al compatibilitatii electromagnetice.

Este normala necesitatea definirii unor indicatori de calitate pentru energia electrica si niveluri de compatibilitate, pe baza carora sa se poata elabora recomandari internationale si nationale.

Prin indicator de calitate, in sens general, se intelege o caracteristica de apreciere cantitativa a proprietatilor unui produs, analizat sub aspectul indeplinirii cerintelor privind elaborarea sa, exploatarea sau consumul [2.8].

Indicatorii de calitate ai energiei electrice trebuie sa indeplineasca urmatoarele conditii [2.4]:

sa fie universali;

sa permita o departajare, fara echivoc;

sa fie perfectibili;

sa fie putin numerosi, clar si precis delimitati.

Practic, sistemul de indicatori ai calitatii energiei electrice trebuie sa permita:

masurarea / estimarea nivelului de calitate intr-un anumit punct al retelei si la un moment dat;

compararea informatiei obtinute cu nivelul stabilit prin normative si acceptabil pentru majoritatea consumatorilor conectati la reteaua respectiva.

In acest sens indicatorii de calitate pot fi clasificati astfel:

indicatori primari, care depind in primul rand de furnizor;

indicatori secundari, care sunt influentati de functionarea consumatorilor, ce pot fi considerati perturbatori.

Indicatorii primari de calitate a energiei electrice, se refera la:

a)    Calitatea produsului:

frecventa (controlata in SE prin reglajul P-f);

amplitudinea tensiunii de alimentare (controlata de reglajul Q-U);

supratensiunile temporare si tranzitorii (limitate si controlate prin sistemele de protectie prin relee);

goluri de tensiune (limitate prin sistemele de protectie prin relee);

b)   Calitatea serviciului (alimentarea cu energie electrica):

Intreruperile de scurta si lunga durata (acceptate ca numar si durata prin conventii intre furnizor si consumator)

Indicatorii principali sunt rezultatul planificarii, proiectarii si organizarii functionarii instalatiilor.

Indicatorii secundari de calitate sunt:

Armonici si interarmonici (regimuri nesinusoidale);

Fluctuatii rapide de tensiune;

Fluctuatii lente de tensiune (efect de flicker);

Nesimetrii.

Acesti indicatori sunt determinati de tipul sarcinii consumatorilor.

Perturbatiile armonice si interarmonice, fluctuatiile rapide si lente de tensiune, precum si nesimetriile, deterioreaza calitatea energiei la consumatori si functionarea echipamentelor acestora.

Indicatorii primari de calitate

Frecventa

Furnizorul trebuie sa prevada o rezerva suficienta de reglaj frecventa - putere, care sa permita mentinerea frecventei intr-o banda ingusta (±0,5Hz) in jurul frecventei nominale de 50Hz, cel putin 99% din durata unui an.

Incadrarea frecventei sistemului electroenergetic intr-un domeniu admisibil calitativ este conditionata de mentinerea unei stari de echilibru la un moment dat intre oferta si cererea de energie electrica. Acest echilibru uneori nu este respectat din diferite cauze (lipsa combustibilului sau a apei la producatori, inertia instalatiilor de producere etc).

Functionarea SEN interconectat cu UCTE permite restabilirea rapida a frecventei.

In regim normal de functionare, frecventa poate varia in jurul valorii nominale (50 Hz), ca urmare a modificarii continue a sarcinii electrice a sistemului si a reglajelor efectuate pentru acoperirea curbei de sarcina. Frecventa este controlata la nivelul SEN.

Abaterile mari ale frecventei pe intreg fluxul de producere, transport, distributie si utilizare a energiei electrice, de la centrala electrica pana la receptoarele consumatorului, au o serie de consecinte negative [2.4]:

Cresterea solicitarilor mecanice ale turbinelor cu abur, ca urmare a modificarii frecventelor proprii dinamice de vibratii la palete;

Reducerea performantelor tehnico-economice ale grupurilor termoenergetice, cu reducerea sarcinii si cresterea consumului specific de combustibil conventional;

Cresterea pierderilor in transformatoarele din reteaua electrica a SEN;

Cresterea consumului propriu tehnologic in retelele de transport si distributie ale SEN;

Reducerea puterii reactive maxime si a factorului de putere la consumatori si afectarea functionarii majoritatii receptoarelor electrice;

Cresterea riscului de aparitie a unor avarii, datorita modificarii limitelor de functionare stabila a sistemului (stabilitate statica si dinamica);

Reducerea sigurantei in functionare a unor instalatii prin pierderea performantelor garantate, accentuarea fenomenului de uzura, deconectarii prin functionarea sistemului Deconectarii Automate la Scaderea Frecventei (DASf) etc.

Reducerea randamentului instalatiilor consumatoare de energie electrica, cu cresterea consumului specific de energie electrica;

Reducerea productiei la consumatorii de energie electrica odata cu scaderea frecventei tensiunii de alimentare.

Pentru estimarea variatiilor lente de frecventa se folosesc indicatorii:

a)    Abaterea de frecventa, (Δf) [2.4]:

Δf = f_N - f [Hz], (2.51)

in care:

f_N - frecventa nominala;

f - frecventa reala.

b)   Abaterea relativa de frecventa sau abaterea procentuala se determina cu relatia:

(2.52)

c)    Integrala abaterilor de frecventa pe durata unei zile este un important indicator in cazul utilizarii frecventei tensiunii din reteaua electrica la sincronizarea ceasurilor electrice pentru asigurarea functionarii corecte a acestora. Aceasta integrala este data de relatia:

(2.53)

si este necesar sa aiba valoarea zero.

Dispecerul energetic national (DEN) impreuna cu dispecerii energetici ai sistemelor energetice interconectate, urmaresc incadrarea frecventei in limitele impuse.

Tensiunea

Furnizorul trebuie sa asigure un reglaj corespunzator de putere reactiva - tensiune, pentru a se incadra in banda de variatie normala a tensiunii pe bare. Amplitudinea tensiunii de alimentare poate avea variatii lente, in special datorita caderilor de tensiune pe linii si in transformatoare, determinata de variatia sarcinii electrice a consumatorilor. Modificarile configuratiei schemei electrice de functionare a retelei SEN, precum si modificarile regimului surselor de putere reactiva, pot da variatii de tensiune.

Variatiile lente de tensiune pot fi caracterizate prin:

a)    Abaterea relativa a tensiunii intr-un punct al retelei si la un moment dat, fata de tensiunea nominala [2.4]:

(2.54)

in care:

U_S - tensiunea de linie a retelei electrice, intr-un anumit punct si la un moment dat (tensiunea de serviciu);

U_N - tensiunea nominala.

Raportul U_S / U_N este denumit nivel de tensiune.

Abaterea relativa admisibila este de [2.4]:

±5% pentru motoarele electrice;

±10% pentru convertizoare cu semiconductoare, din clasele de imunitate A, B;

(-5.+10%) pentru convertizoarele cu clasa de imunitate C;

±10% pentru aparate de sudura;

±5% pentru lampi electrice.

Indicatori suplimentari

Pentru receptoare cu dependenta accentuata de regimul de tensiune:

Valoarea medie a abaterii relative a tensiunii fata de tensiunea nominala intr-un interval de timp T:

[%] (2.55)

este o masura a nivelului mediu al tensiunii pe barele de alimentare si ofera indicatii privind alegerea corecta a plotului de reglaj al transformatorului.

Gradul de iregularitate sau abaterea relativa medie patratica:

(2.56)

Abaterile tensiunii fata de valoarea nominala pot avea efecte asupra:

Productiei materiale sub aspect cantitativ si calitativ;

Caracteristicilor echipamentului electric, uneori ducand la intreruperea functionarii, datorita pierderii performantelor garantate, a modificarii randamentului, a gradului de uzura etc.

Prin gradul de iregularitate se poate aprecia calitatea tensiunii pe barele de alimentare, astfel:

- calitate foarte buna;

- calitate buna;

- calitate mediocra;

- calitate necorespunzatoare

sau capacitatea de tranzit a retelei electrice.

Indicatorii care caracterizeaza tensiunea la bornele receptoarelor depind de urmatorii factori:

Tensiunea nominala a retelei;

Capacitatea de transport a retelei;

Lungimea liniilor de alimentare.

De aceea in metodologiile de control a capacitatii tensiunii trebuie sa fie prevazut locul (nodul) unde sa se faca masuratorile si durata masuratorilor.

Supratensiunile care apar in retelele electrice sunt [2.8]:

Permanente (de frecventa industriala);

Temporare;

Tranzitorii:

Cu front lent (de comutatie in special)

Cu front rapid (de trasnet in special)

Cu front foarte rapid (specifice comutatiilor in statiile izolate cu SF₆, in special)

Combinate

Pentru caracterizarea supratensiunilor se folosesc indicatorii urmatori:

a)    Factorul de supratensiune (pentru supratensiuni sub forma de impuls), dat de relatia:

(2.57)

in care:

U_max - valoarea de varf a supratensiunii;

U_fmax - valoare de varf a tensiunii alternative pe faza;

b)   Factorul de supratensiune (pentru supratensiuni de durata) dat de relatia:

(2.58)

in care:

U_per - valoarea efectiva a supratensiunii de durata;

U_f - valoarea efectiva a tensiunii de faza.

c)    Factorul de impuls, dat de relatia:

(2.59)

Pentru consumatorul de energie electrica este important numarul si amplitudinea supratensiunilor admise, pe durata de calcul (uzual pe an), care trebuie stabilite de furnizorul de energie electrica si prevazute in contractul de energie electrica.

Golul de tensiune este definit ca fiind o reducere pe durata Dt_g, determinata (in mod obisnuit sub 3s), a amplitudinii sau a valorii efective a tensiunii acesteia [2.4]. Amplitudinea DU_g a golului de tensiune poate avea valori de (0,1 . .0,9)U_c (U_c - tensiunea contractata). Variatiile de tensiune DU_g sub 0,1U_c, sunt in banda admisa de lucru, iar variatiile DU_g mai mari de 0,9U_c corespund unei intreruperi de tensiune.

Un gol de tensiune poate sa apara la conectarea unor motoare electrice cu curenti de pornire mai mari sau ca urmare a unor defecte in reteaua electrica si a eliminarii acestora prin functionarea protectiilor si automatizarilor.

Golul de tensiune este caracterizat de urmatorii indicatori:

a)    Amplitudinea relativa sau procentuala

(2.60)

in care:

U_c - tensiunea contractata;

U - tensiunea reziduala a tensiunii de faza.

b)   Durata golului de tensiune

Dt_g = t_f - t_i    (2.61)

in care: t_i - momentul initial al golului;

t_f - momentul final al golului.

c)    Frecventa de aparitie a golurilor

(2.62)

in care:

N_g - numarul de goluri de tensiune care apar pe durata de referinta Tr;

T_r - durata de referinta (uzual un an).

Un gol de tensiune conduce la aparitia unor regimuri de functionare tranzitorii in reteaua electrica a consumatorului. Variatia marimilor de stare pe durata acestor regimuri poate conduce la [2.4]:

a)    Pierderea stabilitatii dinamice in functionare;

b)   Cresterea solicitarilor termice in diferite componente ale receptorului si deteriorarea acestora;

c)    Cresterea solicitarilor produse de fortele electromagnetice, in diferite elemente ale receptorului si defectarea acestuia;

d)   Supratensiuni mecanice la unele receptoare si iesirea lor din functiune.

e)    In functie de durata si amplitudinea golurilor de tensiune, efectele acestora pot fi diferite in functie de sensibilitatea receptoarelor:

La tensiune U<0,9U_c, chiar la durate foarte scurte ale golurilor de tensiune, Dt_g = (0,2 . 0,3)s rezulta perturbarea functionarii unor aparate de comanda si reglaj (erori de comanda, pierderi de informatii);

La tensiune U = (0,7 . .0,8)U_c si la durate Dt_g = (0,2 . 0,3)s, poate sa deconecteze contactoare de 0,4 kV in circuitele secundare;

La tensiune U = (0,5 . .0,6)U_c si la durate Dt_g = (1,5 . 3)s, poate aparea instabilitatea motoarelor si a compensatoarelor sincrone;

La tensiunea U<0,5U_c si la durata golurilor de 0,5s, lampile cu descarcari se sting si se reaprind la cateva minute de la revenirea tensiunii la valoare nominala;

La tensiune U = (0,15 . .0,3)U_c, apar perturbatii in functionarea convertoarelor statice ale actionarilor cu viteza variabila.

Studiile realizate privind monitorizarea intreruperilor de tensiune permit obtinerea informatiilor necesare pentru incheierea contractelor de furnizare a energiei electrice.

Intreruperile de scurta durata (sub 3s) sunt determinate de defecte in retea si realimentarea consumatorilor prin reconfigurarea retelei cu ajutorul automaticii de sistem (reanclansarea automata a retelei AAR).

Durata intreruperilor de scurta durata este determinata in special de configuratia neadecvata a retelei de alimentare, de performantele echipamentelor si de mentenanta necorespunzatoare a instalatiilor.

Exista consumatori care pot accepta intreruperi de lunga durata si atunci schema de alimentare se proiecteaza avandu-se in vedere acest risc.

Armonicile sunt semnale a caror frecventa este multiplu intreg al frecventei fundamentale si sunt generate in general de sarcini nelimitate in retea.

Interarmonicile sunt semnale a caror frecventa nu este multiplu al frecventei fundamentale, fiind generate de sarcini neliniare sau de telecomenzi ale releelor sau prin comutarea tarifelor consumatorilor casnici sau industriali.

Semnalele de telecomanda avand frecvente interarmonice sunt folosite de companiile de distributie pentru comenzi in reteaua electrica, utilizandu-se ca suport fizic chiar reteaua de alimentare cu energie electrica (ex. in banda de frecventa de 175Hz).

Sarcinile neliniare care provoaca interarmonici de curent si tensiune in retea sunt generate de convertoare statice de frecventa care alimenteaza motoarele sincrone sau asincrone din schemele de actionare cu viteza variabila.

Reglarea vitezei de rotatie a motorului asincron de actionare se realizeaza cu un convertor de frecventa, prin modificarea frecventei tensiunii de alimentare a motorului, in domeniul (0,05 . 1)f_n (f_n - frecventa nominala).

Regimul periodic nesinusoidal (deformant) este caracterizat de urmatorii indicatori de calitate:

a)    Factorul de distorsiune d_I (distorsiunea armonica totala THD - Total Harmonic Distorsion) dat de raportul dintre valoarea efectiva a armonicilor (curentii armonici I_k de rangul k) si valoarea efectiva a fundamentalei (CEI 1000-3-4):

(2.63)

b)   Factorul de distorsiune armonica partial ponderata (CEI 1000-3-4):

(2.64)

Este notata PWDH - Partial Weighted Harmonic Distorsion, in literatura.

c)    Nivelul armonicii, dat de raportul dintre valoarea efectiva a armonicii considerate si valoarea efectiva a fundamentalei:

(2.65)

Nesimetriile in regimul nesimetric sunt definite de urmatorii indicatori de calitate:

a)    Factorul de nesimetrie negativa [%] dat de raportul dintre componenta de secventa negativa (inversa) si componenta de secventa pozitiva (directa) a curentului electric (tensiunii):

(2.66)

b)   Factorul de nesimetrie dat de raportul dintre componenta de secventa nula (homopolara) si componenta de secventa pozitiva (directa) a curentului electric (tensiunii):

(2.67)

Cresterea poluarii elementelor neliniare in sistemele electroenergetice, ca puteri instalate si ca tipuri de echipamente, conduce la cresterea nivelului de poluare armonica a acestora cu amplificarea efectelor negative determinate de prezenta armonicilor in reteaua electrica, clasificate astfel:

a)    Din punct de vedere tehnic:

Elementele componente ale sistemului electroenergetic sunt sensibile la curentii armonici (pierderi Joule, audio frecventei) fie la tensiunile deformante (pierderi in circuitele magnetice si materiale dielectrice, supratensiuni);

Corecta functionare a unor echipamente este afectata de prezenta armonicilor de tensiune sau de curent (sisteme de comanda si control etc.).

b)   Din punct de vedere economic:

Cresterea cheltuielilor de fabricatie pentru limitarea neliniaritatilor specifice unor echipamente sau pentru cresterea nivelului de imunitate la perturbatii;

Cresterea cheltuielilor de exploatare pentru mentenanta echipamentelor;

Cresterea cheltuielilor de producere, transport si distributie a energiei electrice pentru supradimensionarea echipamentelor.

Corelatia determinista intre indicatorii de calitate si daunele la consumator permit obtinerea unor informatii utile pentru aprecierea limitelor admisibile, pentru fiecare consumator a indicatorilor de calitate (nivelul perturbatiilor).

Analiza abaterile de calitate de energie electrica la consumator au condus la urmatoarele aspecte:

Conduc la daune care pot fi determinate analitic pentru cazuri particulare ale diferitelor receptoare;

O calitate necorespunzatoare a energiei electrice livrata poate determina daune importante consumatorilor, prin reducerea productivitatii, a calitatii produselor, cresterea consumurilor specifice si cresterea cheltuielilor de exploatare;

In functie de valorile admisibile ale variatiei indicatorilor de calitate, consumatorul poate stabili conditiile de contractare a energiei electrice in punctul de delimitare si pot adopta masuri specifice in cazul in care furnizorul de energie electrica nu poate asigura conditiile de calitate necesare procesului tehnologic.

Reglarea automata a frecventei si a puterii active in SEN

Consideratii teoretice

Indicatorul global al functionarii unui sistem electroenergetic de arie oricat de mare ar fi il reprezinta frecventa. Intr-un sistem electroenergetic interconectat, marimile electrice de stare (tensiunea, curentul) au o variatie temporara sinusoidala de aceeasi frecventa. Frecventa, principalul parametru de calitate a energiei electrice indica:

Prin valoare - modul in care se realizeaza echilibrul intre productie (puterea generata) si consum (puterea consumata). De exemplu, la frecventa de 49,90Hz se realizeaza cu un deficit de productie de energie electrica;

Prin integrarea valorii instantanee - modul in care evolueaza sistemul electroenergetic in timp, exprimat prin echilibrul dintre energiile produse si energiile consumate pe termen lung. Analiza se realizeaza prin compararea dintre timpul electric (sincron) si cel universal (astronomic - UTC, Universal Time Coordonated);

Prin analiza evolutiei in timp - identificarea aparitiei oscilatiilor de joasa frecventa periculoase in sistemele electroenergetice de mari dimensiuni;

Prin valoarea derivatei df/dt - identificarea in timp real (prin intermediul releelor) a tendintei de evolutie a situatiilor critice de dezechilibru, potential cauzatoare de blakout (caderea totala a sistemului).

Deoarece frecventa este unul din indicatorii principali de calitate ai energiei electrice, abaterea sa de la valoarea nominala are consecinte nefavorabile asupra functionarii economice si in siguranta a sistemului electroenergetic. Variatia frecventei produce variatii cantitative si calitative in productia consumatorilor de energie electrica, deoarece regimul optim de functionare al acestora are loc la frecventa nominala. Influenteaza de asemenea pierderile de energie electrica, cresterea frecventei producand cresterea pierderilor in sistemul electroenergetic.

Variatiile de frecventa schimba si conditiile de functionare ale grupurilor energetice si ale agregatelor racordate la serviciile interne (pompe, ventilatoare, mori etc.).

In conditii normale de functionare, frecventa trebuie reglata cu precizie ridicata, corespunzator unui reglaj astatic.

Frecventa este aceeasi in orice punct al sistemului electroenergetic si este legata de viteza unghiulara Ω a agregatelor energetice in functiune, prin relatia:

    (2.68)

unde:

p - numarul de perechi de poli ai generatorului;

Ω - viteza unghiulara a agregatelor.

Frecventa este determinata de incarcarea agregatelor cu putere activa.

Puterea activa data de un generator in functiune, depinde de pozitia ventilului de admisie a aburului sau a apei in motoarele primare.

Motoarele primare sunt principalele organe de reglare din centralele electrice. Ele pot fi turbine cu abur, cu apa, motoare cu ardere interna etc.

Daca se mentine constanta admisia ω (deplasarea liniara a supapelor de admisie la turbinele cu abur, unghiul de rotire al paletelor directoare la o turbina Francis etc.) a agentului motor (abur, apa etc.), motorul principal dezvolta la arbore o putere mecanica P_M si un cuplu motor M_A (Fig. 2.8).

Valorile nominale se aleg astfel incat motorul primar sa functioneze stabil la variatii in jurul acestora. La viteza unghiulara nominala Ω_n se va obtine o putere mecanica , pentru o deschidere ω a admisiei agentului de lucru .

Daca deschiderea creste (ω₂>ω) sau scade (ω₁<ω), vom avea alte doua curbe pentru puterea mecanica P_M (curbele punctate). Vom avea si alte caracteristici pentru cuplul M_A.

Caracteristica statica a vitezei unghiulare a motorului primar in functie de putere, la valoarea constanta a admisiei se poate aproxima cu o dreapta care trece prin punctele (Ω_n, ) si (Ω₀, 0), cu statismul natural:

(2.69)

unde:

;

.

Modelul matematic al motoarelor primare are forma [2.3]:

(2.70)

unde:

J - momentul de inertie;

- viteza unghiulara;

M_A - cuplul motor al turbinei;

M_r - cuplul rezistent.

Pentru turbina cu abur M_A este dat de relatia:

    (2.71)

unde:

D - debitul de abur;

H_e - caderea termica disponibila;

η_e - randamentul.

Debitul aburului este dat de pozitia organului de reglare ω si de parametrii aburului la intrarea si iesirea turbinei p₁, T₁, p₂, T₂ (presiune si temperatura) (Fig. 2.9).

Pentru M_A se poate scrie relatia [2.12]:

M_A = M_A(ω, Ω, p₁, T₁, p₂, T₂)    (2.72)

Cuplul rezistent M_r este format din cuplul util M_u si cuplul de pierderi, care poate fi neglijabil. Cuplul util M_u este determinat de puterea activa furnizata de generatorul sincron in functiune, care este o functie neliniara de frecventa. Cuplul M_u va fi neliniar de forma:

M_u = M_u(Ω)    (2.73)

In functionarea motoarelor primare, au loc variatii de cuplu ΔM(t), determinate de variatiile de putere activa.

Cuplul rezistent va fi dat de relatia:

M_r = M_u(Ω) + ΔM(t) (2.74)

Inlocuind (2.71) si (2.72) in (2.70) se obtine:

(2.75)

Mentinerea constanta a frecventei se poate realiza prin mentinerea constanta a vitezei agregatelor, cu ajutorul sistemelor de reglare a vitezei motoarelor primare (Fig. 2.10).

Sistemul din figura 2.10 este un regulator mecanohidraulic folosit pentru reglarea vitezei motoarelor primare din centralele electrice (turbine cu abur, cu apa, etc.). Regulatoarele mai moderne sunt electrohidraulice analogice sau numerice.

Elementul de masura 2, de tip centrifugal, comanda admisia aburului in turbina (motor primar MP) prin intermediul servoamplificatorului 10 si al servomotorului 3 de tip hidraulic. Regulatorul mecanohidraulic prezentat este prevazut cu amortizorul hidraulic 11 si cu reactia negativa locala, formata din parghia 8 si amortizorul hidraulic 5 impreuna cu resortul 4.

In timpul functionarii turbinei, atunci cand viteza creste, mufa M se deplaseaza in sus, cu cantitatea z. in primul moment, punctul C fiind fix, punctul B se va deplasa in sus cu cantitatea x_z. Prin orificiul d al servomotorului 10 uleiul sub presiune intra in servomotorul 3, in partea superioara a pistonului, realizand o deplasare u a acestuia si o deplasare w a organului de reglare 9. Prin reducerea cantitatii de abur care intra in turbina viteza acesteia va scadea.

Datorita vascozitatii uleiului din amortizorul 5 si a sectiunii reduse a strangularii D_r, la realizarea deplasarii u a pistonului servomotorului 3, punctul C se va deplasa in acelasi sens cu u, cu cantitatea v₁, care determina deplasarea punctului B cu cantitatea x_v1, in sens invers fata de x_z. in acest fel se realizeaza reactia negativa, care contribuie la readucerea in pozitie initiala a punctului B, alaturi de elementul de masura, care prin micsorarea vitezei determina mufa M sa coboare. La deplasarea cu v₁ resortul 4 este tensionat, ceea ce face ca pistonul amortizorului 5 (punctul C), sa fie antrenat in sus cu viteza v2 ca urmare a acestei actiuni, dupa trecerea regimului tranzitoriu, cand orificiile d si e ale servoamplificatorului sunt inchise si punctul B a revenit la pozitia initiala, punctul C ocupa o aceeasi pozitie, indiferent de cuplul rezistent al motorului primar.

La scaderea vitezei, actiunile sunt inverse.

Se prezinta unele consideratii teoretice privind sistemele automate. Dupa precizia cu care se realizeaza valoarea marimii reglate in regim stationar, sistemele automate (SA) se impart in:

Sisteme statice;

Sisteme astatice.

Sistemele statice functioneaza cu eroare stationara care depinde de cauza care determina variatia marimii reglate: perturbatia , marimea de intrare etc.

Sistemele astatice sunt acelea care, datorita unor elemente de structura, eroarea stationara pentru orice valoare a perturbatiei sau a marimii de intrare.

Legea reglarii determina modul de variatie a marimii de executie aplicata organului de reglare al instalatiei automatizate.

In SA ordinare marimea prelucrata este numai abaterea , dupa legi relativ simple (P, PI, PD, PID). De aici rezulta si cele mai uzuale tipuri de regulatoare (DA): P, PI, PD, PID.

Regulatoarele PID constituie cazul general. Prin particularizari se obtin regulatoarele P, PD, PI.

Legea reglarii PID este de forma:

(2.76)

Functia de transfer a regulatorului PID este:

(2.77)

Constantele k_P, k_I, k_D, pun in evidenta aportul, ponderea componentelor P, I, D in legea reglarii. Componenta D contribuie la reducerea duratei regimului tranzitoriu. Componenta I din legea reglarii contribuie la anularea erorii stationare. In schimb determina cresterea duratei regimului tranzitoriu.

Stabilitatea SA este conditia absolut necesara. Un sistem nu este util daca nu se afla la limita de stabilitate. Dar pe langa capacitatea de a fi stabil, un SA trebuie sa posede anumite performante, ce se evalueaza cu ajutorul indicatorilor de calitate, definiti pe raspunsul individual, in cele doua regimuri de functionare ale SA: stationar si tranzitoriu.

In regim stationar este dorit ca abaterea stationara sa fie cat mai mica si chiar egala cu zero, adica:

(2.78)

unde:

, este componenta marimii de iesire in regim stationar

= valoarea prescrisa a fi realizata de SA

Cu cat abaterea stationara este mai mica, cu atat SA va fi mai precis.

Caracteristica statica liniarizata pe domeniul maxim de variatie a perturbatiei , se prezinta in figura 2.11.

Daca SA ar fi ideal, functionarea lui in regim stationar ar avea loc pe caracteristica 1. Unei perturbatii (poate fi cea nominala) ii corespunde o singura valoare a marimii reglate si reciproc la functionarea SA in gol , marimea reglata are valoarea , determinata de acordarea a dispozitivului de automatizare (DA).

Fata de aceasta valoare la perturbatia , SA functioneaza cu abaterea stationara .

La variatia suplimentara a perturbatiei cu marimea reglata capata valoarea , iar abaterea stationara suplimentara este .

In functie de abaterea stationarea masurata pe caracteristica statica ideala, se defineste statismul SA:

(2.79)

Datorita insa imperfectiunilor SA (jocuri in articulatii, frecari ale suprafetelor de contact, efecte de tip histerezis etc.) pe caracteristica statica se manifesta zona de insensibilitate , de aceeasi latime . Aceasta introduce abaterea stationara suplimentara . Se manifesta astfel o zona moarta a perturbatiei . Ca urmare abaterea , care determina precizia SA, si are valoarea:

(2.80)

Componenta poate fi micsorata prin acordarea DA (regulatorului) si poate fi chiar anulata, daca DA contine elemente I. Abaterea poate fi redusa, folosind DA cu elemente componente de calitate si cu executie ingrijita.

Calitatea SA de stabilizare poate fi evaluata nu numai considerand abaterea stationara, dar si statismul sistemului, dat de relatia:

(2.81)

Eliminarea variatiilor permanente a frecventei se face cu ajutorul regulatoarelor automate de viteza (RAV), care mentin constanta viteza agregatului. Reglarea vitezei se poate face astatic sau static, in raport cu parametrul perturbator (puterea mecanica la arborele agregatului P_m, sau puterea electrica activa P, debitata de generatorul sincron), tinandu-se seama de randamentul generatorului .

In figura 2.12 se prezinta curbele f = f(P) pentru sistemele de reglare automata (SA) astatic si static a unui grup energetic in sistemul de producere a energiei electrice:

1 - reglare astatica

2 - reglare statica

Expresia caracteristicii statice de reglare a vitezei unui grup energetic se poate scrie [2.12]:

(2.82)

sau:

(2.83)

sau:

(2.84)

unde:

(2.85)

Analog caracteristicii frecventa - putere a sistemului de productie se determina si caracteristica frecventa - putere a sistemului de consum (consumatorilor) a energiei electrice.

Daca tensiunea si incarcarea retelei sunt constante, puterea consumatorilor se poate calcula cu relatia [2.5]:

(2.86)

in care:

P₀ - puterea independenta de frecventa, consumata in instalatii de iluminat, cuptoare electrice cu rezistenta sau cu arc, redresoare etc.;

k₁, k₂, k₃, k₄ - factori de proportionalitate pentru consumatorii al caror cuplu rezistent depinde de viteza de rotatie (compresoare, mori, ventilatoare, pompe etc.), pentru pierderile in Cu, in retea, care cresc cu patratul frecventei, pentru consumatorii cu instalatii de tip centrifugal si respectiv pentru consumatorii cu instalatii de tip centrifugal avand de invins presiuni statice, printre care principalii consumatori ai serviciilor interne din centrale (pompe centrifugale, compresoare, ventilatoare).

Prin liniarizarea relatiei (2.86) in domeniul de frecventa care intereseaza rezulta caracteristica frecventa - putere a consumatorilor din Fig. 2.13.

Reglarea astatica asigura mentinerea constanta a turatiei si deci a frecventei, dar nu poate fi aplicata decat in cazul agregatelor functionand izolat, datorita dificultatilor repartitiei puterii active intre agregate, caz in care este cel mai eficace mijloc de mentinerea constanta a frecventei.

Reglarea statica cu statism mai mic ca cel natural se utilizeaza in cazul agregatelor cuplate la sistemul electroenergetic, asigurand repartitia puterii active intre acestea, dar nu este posibila mentinerea riguros constanta a frecventei, sistemul de reglare automata a turatiei fiind insuficient pentru aceasta.

In sistemele electroenergetice mari, regulatoarele de viteza ale turbinelor nu regleaza viteza de rotatie a turbinelor, deoarece viteza unghiulara a grupurilor energetice este determinata de frecventa tensiunii sistemului. La aceiasi admisie si la cresterea sarcinii generatorul prea incarcat poate intra in regim de motor sincron, dar nu modifica frecventa.

De aceea regulatoarele de viteza ale grupurilor energetice se numesc primare, ele modificand admisia fluidului motor (apa, abur etc.) si prin aceasta puterea debitata si nu viteza.

Variatiile de frecventa in retea se datoreaza diferentelor intre puterea debitata si puterea consumata in sistem (Fig. 2.13).

Incarcarea momentana a unei retele corespunde punctului de intersectie a caracteristicilor f - P, ale producatorului si consumatorului, punctul A, la frecventa f_n, cand puterea debitata este egala cu puterea consumata.

La conectarea unui consumator suplimentar cu o putere , la f = f_n = 50Hz, caracteristica consumatorului se modifica si la aceeasi viteza se cere puterea . Deficitul de putere creat este acoperit in prima faza de masele de rotatie care se decelereaza. Dupa trecerea regimului tranzitoriu, prin reglarea statica a grupului se stabileste noul regim permanent in punctul B, valoarea variatiei de frecventa depinzand de statismul producatorului si de caracteristica sarcinii introduse de consumator. Daca grupurile nu ar fi reglate static, frecventa retelei s-ar micsora pana in punctul B^'.

Frecventa retelei revine la valoarea nominala daca deficitul de putere este acoperit. Acest deficit poate fi preluat de toate agregatele sistemului sau numai de o parte dintre acestea prin deplasarea caracteristicilor f - P. Deplasarea caracteristicii sistemului producator pana in punctul C are loc cu ajutorul unui regulator de frecventa secundar.

La variatia puterii in retea intervin, in primul rand, regulatoarele de viteza primare ale tuturor agregatelor, care stabilesc o noua viteza in punctul B. Daca numai unele agregate participa la acoperirea deficitului de putere , regulatoarele secundare comanda deplasarea caracteristicilor f - P ale acestora pana la restabilirea frecventei nominale f_n (curba 2). In acelasi timp are loc descarcarea agregatelor reglate static (care nu iau parte la reglarea frecventei). Pentru agregatele care participa la acoperirea deficitului de putere , regulatorul secundar comanda deplasarea caracteristicii f - P pana la restabilirea frecventei nominale f_n.

Centralele electrice si deci grupurile energetice care preiau sarcina suplimentara prin deplasarea caracteristicilor lor de incarcare se numesc centrale regulatoare de frecventa sau reglante, iar cele care functioneaza pe caracteristici statice nemodificabile se numesc centrale reglate static.

Reglarea primara sau de viteza asigura repartitia stabila a puterilor conform statismului impus de regulatorul primar. Reglarea secundara asigura repartitia variatiilor de putere numai dupa criterii tehnice stabilite anterior. Rapiditatea (de ordinul secundelor) a reglarii primare si secundare se obtine prin automatizarea totala. Repartitia economica a sarcinii intre agregatele in functiune (cu durata de ordinul minutelor) tinand seama de pierderile in sistem se numeste reglare tertiara si poate fi realizata manual sau automat.

Alegerea centralelor reglante este in primul rand o problema economica.

Avand in vedere consecintele negative importante pe care le au abaterile mari fata de frecventa nominala a retelei asupra consumatorilor (scaderea randamentului, a turatiei etc.) a fost necesara construirea unei structuri de supraveghere si reglare continua a echilibrului intre productie si consum in sensul dirijarii productiei cu scopul acoperirii variatiilor de consum din sistemul electroenergetic.

Aceasta structura ierarhica avand ca scop mentinerea frecventei intr-o plaja normata se numeste reglajul frecventa (parametrul de control global) - putere (parametrul reglat) (Load Frecvency Control). Reglajul frecventa-putere este structurat pe trei nivele:

Reglajul primar (descentralizat, de viteza mare si plaja de actiune limitata);

Reglajul secundar (automat si centralizat);

Reglajul tertiar al frecventei (manual, centralizat si comandat prin intermediul dispecerului central).

Reglajul primar al frecventei in SEN

Introducere

Reglajul primar al frecventei reprezinta prima treapta de reglaj in stabilizarea frecventei si se bazeaza pe statismul grupurilor generatoare. Ca urmare a variatiilor neplanificate si continui a puterii consumate respectiv a puterii generate, echilibrul de putere se regaseste mereu la valori ale frecventei diferite de valoarea nominala. Orice variatie a consumului are ca reactie imediata automata si independenta de actiunea operatorului de sistem, o variatie a puterii generate in sensul echilibrarii puterilor. Aceasta echilibrare se face prin intermediul regulatoarelor automate de viteza (RAV) ale grupurilor energetice, al caror statisme trebuie sa fie in concordanta cu marimea sistemului electroenergetic interconectat si obiectivele de performanta impuse. Actionand la nivelul turbinelor, in conformitate cu cerintele de sistem, caracteristicile reglajului primar se definesc atat din punctul de vedere al sistemului cat si al masinii.

Din punct de vedere al sistemului, reglajul primar este:

Descentralizat;

Automat;

Are la baza principiul solidaritatii (in sensul ca indiferent de locul producerii dezechilibrului de putere, actioneaza pentru reechilibrare toate generatoarele din sistem desemnate);

Realizat local, individual, la nivelul fiecarui grup generator.

Sistemul interconectat (in cazul nostru UCTE) impune o serie de cerinte reglajului primar:

Distribuirea uniforma in tot sistemul a capacitatilor de mobilizare a rezervei de reglaj primar astfel incat orice pierdere de unitati generatoare sa nu afecteze mobilizarea in intregime a rezervei de reglaj primar iar fluxurile rezultate din mobilizarile de putere sa fie proportionale cu sarcina transportata, fara a solicita suplimentar reteaua;

Timpul de actionare pentru mobilizarea puterii dispuse este de maxim 30 sec. Datorita timpului de actionare, reglajul este numit si "reglaj de secunda";

Insensibilitatea de actionare la variatiile de frecventa de ±10mHz;

Valoarea puterii mobilizata de generatoare la o deviatie stabilita a frecventei;

Mentinerea rezervei de reglaj primar mobilizata timp de 15 minute daca variatia de frecventa se mentine.

Pentru aceasta ultima cerinta UCTE defineste:

Prin calcul - valoarea puterii active necesara a fi mobilizata, denumita rezerva de reglaj primar stabilita pentru fiecare sistem interconectat (bloc de reglaj);

Prin norme - limitele de variatie ale frecventei in sistemul interconectat astfel:

Deviatia maxima a frecventei de ±800mHz fata de f_n=50Hz;

Valoarea frecventei cvasistationare in cazul incidentului de referinta de: ±180mHz fata de f_n=50Hz;

Ecartul maxim de variatie a frecventei: ±50mHz fata de f_n=50Hz;

Domeniul de actionare a regulatoarelor de viteza de: ±20mHz fata de f_n=50Hz.

La UCTE este definit urmatorul mod de calcul, la nivel de sistem interconectat, pentru determinarea rezervei de reglaj primar:

Diferenta instantanee maxima DP dintre productie si consum care trebuie corectata de reglajul primar in interconexiune este de 3000 MW (valoare denumita incident de referinta);

Pentru intreg sistemul, cu o sarcina de varf de ordinul a 300 GW si una de gol, de ordinul a 150 GW si presupunand coeficientul de autoreglare al sarcinii de 1%, deviatia cvasi-stationara de frecventa nu trebuie sa depaseasca 180 mHz, iar frecventa instantanee nu trebuie sa varieze mai mult de ±200 mHz fata de valoarea nominala ca urmare a unor pierderi de capacitati de productie egale sau mai mici de 3000MW;

Fiecare zona de reglaj trebuie sa contribuie la reglajul primar in conformitate cu coeficientul de contributie , (E_i este energia produsa anual in zona de reglaj considerata bloc de reglaj si E_u este suma energiilor anuale produse in toate zonele functionand sincron);

Insensibilitatea regulatoarelor de viteza ale turbinelor trebuie sa fie cat mai mica posibil si in toate cazurile trebuie sa fie mai mica de ±10 mHz.

Statismul retelei trebuie sa fie cit se poate de constant pe intreaga plaja de variatie de frecventa 20÷200mHz ;

Statismul si caracteristicile unitatilor de productie implicate in zona de reglaj trebuie sa fie astfel alese incat rezerva primara sa fie activata in timp cu valori care sa nu fie mai mici decat cele definite din curbele din figura 2.14.

Operatorul de sistem este responsabil pentru zona lui de reglaj, de stabilirea repartitiei rezervei de reglaj primar intre grupurile aflate in functiune, a valorii statismului acestora si a valorii rezervei mobilizate cat si de evaluarea performantelor reglajului primar si initiaza masurile corective care se impun.

Grupurilor energetice dispecerizabile din SEN trebuie sa respecte urmatoarele cerinte definite prin Codul RET:

Plaja de functionare 40-100%;

Dotarea cu RAV care sa asigure un raspuns corect la variatiile de frecventa in conditii normale de functionare, cu insensibilitatea si statismul setat;

Mobilizarea intregii rezerve de reglaj primar in timp de maxim 30 secunde, la o abatere cvasistationara a frecventei de ±200 mHz si mentinerea acesteia cel putin 15 minute, daca sunt mentinute conditiile perturbatoare

Posibilitatea ajustarii valorii de consemn a frecventei regulatorului de viteza in domeniul 47,5÷ Hz;

Posibilitatea ajustarii, la dispozitia OTS, a statismului unitatii generatoare dat de relatia:

, intre (2÷12)% si in limitele permise de echipament;

Incadrarea zonei de insensibilitate a regulatorului automat de viteza in domeniul de ±10 mHz;

Asigurarea in orice punct de functionare a unei benzi de reglaj primar de (+1 ÷ +5)% respectiv (-1 ÷ -5)% din puterea nominala a generatorului. Valoarea rezervei de reglaj primar este dispusa de DEN;

Grupurile dispecerizabile termoenergetice care functioneaza in condensatie, trebuie sa functioneze cu bucla de putere in regimul "turbina conducatoare".

Cerintele UCTE inscrise in Manualul de operare UCTE - Politica 1 si impuse membrilor uniunii prin semnarea documentului juridic MLA - Multilateral Agreement, reflectate in legislatia secundara a Romaniei, stadiul de indeplinire si principalele masuri luate de catre producatori pentru indeplinirea acestora,se gasesc in Tabelul 2.6.

Realizarea reglajului primar la grupurile hidroelectrice din SEN

In cazul grupurilor hidroelectrice, functionarea in reglaj primar este conditionata numai de corecta functionare a regulatorului de viteza, intr-o situatie data (nivel, cadere, debit).

Avand in vedere importanta regulatoarelor de viteza in functionarea turbinelor hidraulice, au fost elaborate norme si reglementari internationale care definesc termenii si performantele pe care acestea trebuie sa le asigure. Ghidul de referinta pentru regulatoarele turbinelor hidraulice este norma internationala CEI 60308 care defineste parametrii de referinta si norma CEI 61362 care contine criteriile de performanta si domeniul de ajustare a parametrilor definiti de CEI60308. Dintre acestia, esentiali pentru reglajul primar sunt [2.8] [2.9]:

a)    Statismul permanent. Statismul permanent defineste o relatie intre marimea reglata "x" si pozitia relativa a servomotorului sau puterea relativa masurata la bornele generatorului, in regim stabilizat, dupa cum urmeaza:

La regulator de viteza sau de deschidere: intre frecventa (turatie) si pozitia servomotorului;

La regulator de putere:    intre putere si frecventa (turatie).

Statismul permanent in deschidere este definit de formula:

(2.87)

in care:

f_N = 50 Hz;

Y_N =100% - deschiderea maxima a aparatului director;

Df = variatia de frecventa [Hz];

DY = variatia deschiderii aparatului director ca reactie la variatia de frecventa Df [%];

Aceasta este marimea (statismul) care se regleaza la toate RMH (regulator mecanohidraulic) si REH (regulator electrohidraulic), iar pentru RN (regulator de viteza numeric) reprezinta statismul in bucla de deschidere.

Statismul permanent in putere:

(2.88)

in care:

f_N = 50 Hz;

P_N =puterea nominala a grupului [MW];

Df = variatia de frecventa [Hz];

DP = variatia de putere mobilizata ca reactie la variatia de frecventa Df [MW];.

Pentru grupurile dotate cu regulatoare mecanohidraulice (RMH) si regulatoare electrohidraulice (REH) si in orice alta situatie in care lipseste bucla de putere (ex: functionarea cu regulatoare numerice in bucla de deschidere), statismul permanent definit in putere nu este o marime constanta, ea depinzand de cadere si de caracteristica deschidere aparat director - putere. Din aceasta cauza performantele regulatorului de viteza nu trebuie confundate cu cele ale hidroagregatului.

b)   Zona moarta. Reprezinta domeniul maxim dintre doua valori intre care abaterea marimii reglate nu conduce la nici o actiune a regulatorului. Se noteaza cu i_x.

c)    Insensibilitatea. Este definita ca jumatate a zonei moarte. Se noteaza cu i_x/2 [2.8] [2.9].

Limitele recomandate sunt:

la reglajul de viteza: ;

la reglajul de putere: .

Sistemele de reglare a turatiei (vitezei) care echipeaza turbinele hidraulice din totalul grupurilor hidroenergetice dispecerizabile din SEN, in exploatare la nivelul anului 2006, sunt: de tip mecanohidraulic (15%), de tip electrohidraulic (57%) si de tip numeric (28%).

Modernizarile regulatoarelor mecanohidraulice sunt de complexitate mare si s-au efectuat incepand cu grupurile mari de la CHE Stejaru (inlocuite cu regulatoare numerice de tip Digipid 1000), CHE Vidraru (inlocuite cu regulatoare numerice realizat in Romania cu automate programabile Siemens). Pentru cele doua centrale, modernizarea partii mecanohidraulice a fost realizata de UCM Resita.

Regulatoarele mecanohidraulice realizate in tara, de catre UCM Resita, initial in conceptie proprie si apoi dupa licenta Neyrpic echipeaza o serie de turbine din diverse amenajari cu puteri de pana la 25MW. Calitatea reglajului trebuie imbunatatita si exista preocupari in sensul gasirii unei solutii de modernizare a acestora, eventual a inlocuirii lor cu regulatoare numerice.

Regulatoarele electrohidraulice de fabricatie sovietica sunt montate la unele centrale din amenajarile Bistrita si Arges iar cele Neyrpic la CHE Lotru. Aceste regulatoare trebuie inlocuite deoarece, exploatarea se confrunta cu probleme majore de intretinere. Ele nu corespund cerintelor UCTE in special din punct de vedere al insensibilitatii.

Regulatoarele electrohidraulice de productie interna sunt de doua tipuri: de productie IPA tip REH 76/76M ( ex: CHE Portile de Fier II) si de productie ICEMENERG tip REV F (CHE Raul Mare Retezat, CHE Mariselu, CHE Galceag, CHE Sugag, CHE Remeti). Performantele acestora sunt mai bune decat cele ale regulatoarelor RMH, o parte dintre acestea, in urma probelor de calificare obtinand calificare definitiva pentru asigurarea serviciilor tehnologice de sistem.

Functiile de transfer cu blocuri functionale ale unor regulatoare electrohidraulice de viteza care echipeaza turbinele grupurilor hidroenergetice dispecerizabile din SEN, se prezinta in continuare.