Regulacija u AEES a FTN

V. Strezoski, Fakultet tehničkih nauka Novi Sad

ANALIZA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA

GLAVA 4 REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA

Novi Sad, 2011/2012

SADRŽAJ GLAVE 4 str.

GLAVA 4 – REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA 4.1 O PRIRODI NAIZMENIČNIH ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA 4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4

PΘ I QV SPREGE PRENOSNO-PROIZVODNIH SISTEMA PF REGULACIONA KONTURA QV REGULACIONA KONTURA SLABA SPREGA IZMEðU PF I QV REGULACIONE KONTURE PROIZVODNO-PRENOSNIH SISTEMA 4.1.5 REGULACIJA DISTRIBUTIVNIH RADIJALNIH MREŽA 4.1.6 ELEKTROENERGETSKI BILANS

4.2

AUTOMATSKA REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA

4.2.1 AUTOMATSKA PF REGULACIJA 4.2.1.1 Ideja automatske Pf regulacije 4.2.1.2 Izolovan sistem 4.2.1.3 Interkonektivan sistem 4.2.1.4 Samoregulacija potrošnje po učestanosti i potfrekventno rasterećenje mreže 4.2.2 AUTOMATSKA QV REGULACIJA 4.2.2.1 Automatska QV regulacija proizvodno-prenosnih sistema 4.2.2.2 Automatska QV regulacija distributivno-potrošačkih sistema

3 3 4 11 13 15 17 18

20 22 22 25 31 41 42 42 44

2

GLAVA 4 REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA Stalne promene potrošnje električne energije u vremenu izazivaju nepoželjne promene ključnih veličina stanja EES – napona i učestanosti. Odstupanja učestanosti od nominalne vrednosti nisu poželjna zato što se učestanost koristi kao referentna veličina za procenu debalansa izmeñu potrošnje i proizvodnje u EES. Zbog toga njena vrednost mora da se kontroliše, odnosno reguliše. Kada su u pitanju odstupanja napona od nominalnih vrednosti, ona jesu tolerantna, ali samo unutar propisanih tehničkih granica. Velika odstupanja napona u oba smera izazivaju štetu kod potrošača, a suviše visoki naponi oštećuju sve elemente sistema. Suviše niski naponi ugrožavaju stabilnost rada EES. (Stabilnost je dinamički problem, pa nije uključena u ovu knjigu.) Zbog toga vrednosti napona takoñe moraju da se kontrolišu, odnosno regulišu. Regulacija učestanosti je u direktnoj relaciji s bilansom aktivnih snaga, a regulacija napona je u direktnoj relaciji s tokovima reaktivnih snaga u EES. Pomenute dve regulacije – učestanosti i napona, osnovni su predmet obrada u ovoj glavi. Obe regulacije se obrañuju samo na nivou potrebnom za analizu stacionarnih režima EES. U prvom delu ove glave govori se o prirodi EES, ali samo na nivou koji je potreban za regulaciju. U drugom delu su obrañene regulacija učestanosti i regulacija napona.

4.1 O PRIRODI NAIZMENIČNIH ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA U ovom paragrafu se razmatraju izabrana pitanja inherentna prirodi naizmeničnih EES, koja su relevantna za njihovu regulaciju. To su: 1.

2.

3.

4.

5.

U proizvodno-prenosnom sistemu, s prevashodno upetljanom prenosnom mrežom, važi: 1) Relacija ("sprega") izmeñu aktivne snage svake grane prenosne mreže i razlike faznih stavova napona na krajevima grane, za red veličine je "jača" od relacije izmeñu reaktivne snage grane i razlike faznih stavova napona na krajevima grane; taj efekat se naziva PΘ sprega prenosnih mreža. 2) Relacija ("sprega") izmeñu reaktivne snage grane prenosne mreže i razlike modula napona na krajevima grane, za red veličine je jača od relacije izmeñu aktivne snage grane i razlike modula napona na krajevima grane; taj efekat se naziva QV sprega prenosnih mreža. Za distributivno-potrošački sistem ovaj zaključak ne važi. Učestanost je globalna sistemska veličina u sledećem smislu: 1) ona je ista u celom EES u stacionarnom režimu i 2) efekti njene lokalne kontrole (pomoću kontrole aktivne snage generatora) prostiru se po celom sistemu; ta kontrola se naziva Pf regulaciona kontura proizvodno-prenosnih sistema. Naponi u proizvodno-prenosnim sistemima su "lokalne veličine" u sledećem smislu: 1) njihovi moduli se razlikuju od čvora do čvora i 2) efekti njihove lokalne kontrole (npr. pomoću kontrole pobude generatora), prostiru se u manje ili više ograničenoj okolini mesta kontrole; ta kontrola se naziva QV regulaciona kontura proizvodno-prenosnih sistema. Pf i QV regulacione konture proizvodno-prenosnih sistema najčešće mogu da se razmatraju meñusobno nezavisnim, tj, sprega izmeñu Pf i QV regulacione konture proizvodno-prenosnih sistema ''slaba'' je. U distributivno-potrošačkom sistemu, s prevashodno radijalnom strukturom distributivne mreže, tokovi aktivnih i reaktivnih snaga diktirani su, pre svega, potrošnjom priključenom u čvorovima mreže; tokovi aktivnih snaga, pa tako i fazni stavovi fazora napona na krajevima 3

6.

grana, mogu da se do odreñene mere kontrolišu distributivnim generatorima, uglavnom manjih snaga, koji se sve više primenjuju u distributivno-potrošačkom sistemu. Osnovni resursi za regulaciju modula napona u distributivnim mrežama jesu regulacioni transformatori pre svega, ali i baterije otočnih kondenzatora. Tim baterijama može da se kontroliše preuzeta količina reaktivne snage iz proizvodno-prenosnog sistema kao i tokovi reaktivnih snaga u distributivnoj mreži. Bilans snaga EES u stacionarnom stanju – elektroenergetski bilans.

4.1.1 PΘ I QV SPREGE PRENOSNO-PROIZVODNIH SISTEMA U ovoj tački se kvalitativno i kvantitativno razmatraju relacije izmeñu kompleksne snage grana prenosne mreže i fazora napona na njihovim krajevima. To se radi na primeru pogonske šeme trofazne grane (npr. voda sa zanemarenim otočnim parametrima) u simetričnom režimu izabranog redosleda. Ona je prikazana na Slici 4.1.1.1. Sa 1 i 2 označeni su čvorovi (krajevi) grane, a sa 0 čvor nultog potencijala/zemlje. Naponi čvorova, struja grane i snaga na prvom kraju, označeni su sa Uˆ 1 , Uˆ 2 , Iˆ i Sˆ1 , respektivno. Naponi i snage na krajevima grane meñusobno se razlikuju, a struja je na oba kraja ista. (Napomena: kada bi se razmatrala grana sa otočnim parametrima, kvalitet zaključaka koji sede ne bi se promenio.)

1

Zˆ = R + jX

Iˆ

Uˆ 1 Sˆ1 = Uˆ 1* Iˆ = P1 − jQ1

2

Uˆ 2

0 Slika 4.1.1.1 – Pogonska šema grane prenosnog elektroenergetskog sistema Kompleksna snaga na prvom kraju grane može da se iskaže sledećim sukcesivnim relacijama (pri čemu su korišćene sledeće oznake: Uˆ1 = U1e jθ1 , Uˆ 2 = U 2e jθ2 i ∆θ = θ1 − θ2 ): Uˆ − Uˆ 2 R − jX P1 − jQ1 = Uˆ 1* 1 = 2 (U1 )2 − U1U 2 cos ∆Θ + jU1U 2 sin ∆Θ . R + jX R +X2

[

]

(4.1.1.1)

Iz jednakosti realnih i imaginarnih delova leve i desne strane poslednje relacije sledi:

[ [

] ]

R (U1 )2 − U1U 2 cos ∆Θ + 2 X 2 U1U 2 sin ∆Θ, 2 R +X R +X X Q1 = 2 (U1 )2 − U1U 2 cos ∆Θ − 2 R 2 U1U 2 sin ∆Θ. 2 R +X R +X P1 =

2

(4.1.1.2)

Pošto su rezistanse impedansi grana prenosnih mreža (redna impedansa voda visokog napona i transformatora) za red veličine manje od njihovih reaktansi (X ≅ 10R), kao i zbog toga što razlike faznih stavova napona na krajevima grana iznose svega nekoliko stepeni (cos∆Θ ≅ 1, sin∆Θ ≅ ∆Θ), relacije (4.1.1.2) mogu da se aproksimativno napišu na sledeći način:

4

[ [

] ]

R (U1 )2 − U1U 2 + 2 X 2 U1U 2∆Θ, 2 R +X R +X X (U1 )2 − U1U 2 − 2 R 2 U1U 2 ∆Θ. Q1 ≅ 2 2 R +X R +X P1 ≅

2

(4.1.1.3)

Sada mogu da se razmotre sledeće dve varijante režima grane: Prva varijanta:

Moduli napona na krajevima grane su isti ( U 1 = U 2 ), a njihovi fazni stavovi se razlikuju ( Θ1 ≠ Θ2 )

X (U1 )2 ∆Θ , 2 R +X R Q1 ≅ 2 (U1 )2 ∆Θ , 2 R +X dakle : P1 X ≅ ⇒ Q1 ≅ 0.1P1 Q1 R P1 ≅

2

(4.1.1.4)

( X ≅ 10 R) .

Očigledno je da je reaktivna snaga beznačajna u odnosu na aktivnu i da je aktivna snaga usmerena ka čvoru s manjim faznim stavom napona. Druga varijanta: Moduli napona na krajevima grane nisu isti ( U1 ≠ U 2 ), a njihovi fazni stavovi jesu ( Θ1 = Θ2 ).

[ [

] ]

R (U1 )2 − U1U 2 , 2 R +X X Q1 ≅ 2 (U1 )2 − U1U 2 , 2 R +X dakle : P1 R ≅ ⇒ P1 ≅ 0.1Q1 ( X ≅ 10 R) . Q1 X P1 ≅

2

(4.1.1.5)

Očigledno je da je aktivna snaga beznačajna u odnosu na reaktivnu i da je reaktivna snaga usmerena ka čvoru s manjim modulom napona. Na osnovu ovih razmatranja može da se zaključi: 1.

2.

Iz prve varijante: a) promena razlike faznih stavova napona na krajevima grane prenosne mreže značajno utiče na promenu toka aktivne snage, ali ne i na promenu toka reaktivne snage grane; b) promena toka aktivne snage kroz granu značajno utiče na promenu razlike faznih stavova napona na krajevima grane, ali ne i na promenu razlike modula napona na krajevima grane; ovaj efekat proizvodno-prenosnih sistema naziva se PΘ spregom. Iz druge varijante: a) promena razlike modula napona na krajevima grane prenosne mreže značajno utiče na promenu toka reaktivne snage, ali ne i na promenu toka aktivne snage kroz granu; b) promena toka reaktivne snage kroz granu značajno utiče na promenu razlike modula napona na krajevima grane, ali ne i na promenu razlike faznih stavova napona na krajevima grane; ovaj efekat proizvodno-prenosnih sistema naziva se QV spregom. 5

Na osnovu toga je očigledno da su PΘ i QV sprega meñusobno slabo zavisne, pa se kaže da su PΘ sprega, s jedne strane i QV sprege proizvodno-prenosnih sistema, s druge strane, meñusobno raspregnute (dekuplovane). Navedena sprega je izvedena pod uslovom da je reaktansa impedanse grane za red veličine veća od njene rezistanse. Pošto su rezistanse i reaktanse impedansi grana prenosnih mreža upravo u tom odnosu, a taj odnos je kod distributivnih mreža blizak jedinici, prethodna dva zaključka važe isključivo za proizvodno-prenosne sisteme (ne i za distributivno-potrošačke). Iz tih zaključaka proizlaze sledeća dva praktična regulaciona efekta transformatora: 1.

Kada se razmatra grana prenosne (upetljane) mreže (npr. vod), ako se na red s njom stavi transformator za regulaciju modula napona – regulacioni transformator (monofazni – Paragraf 3.3.7, trofazni – Tačka 3.3.10.4), onda njime može da se kontroliše ne samo napon već i tok reaktivne snage kroz taj vod (transformator); ovo je smisao primene transformatora za regulaciju modula napona u prenosnim mrežama. Kada bi se takav transformator stavio na red s granom koja nema alternativni put (radijalna grana u distributivnoj mreži), tada bi regulacija za rezultat imala samo promenu modula napona; ovo je smisao primene transformatora za regulaciju modula napona u distributivnim mrežama. Iz ovog razmatranja može da se izvuče zaključak o smislu primene generatorskih regulacionih blok-transformatora u elektranama. Naime, neka je za specificiranu pobudu sinhronog generatora i specificirani odnos transformacije blok-transformatora, proizvodnja reaktivne snage generatora takva da je reaktivna snaga odata mreži iz blok-transformatora jednaka Q1 . Neka se, za fiksiranu pobudu generatora, promenom pozicije regulacionog prekidača bloktransformatora pokuša povećati napon na priključku blok-transformatora za mrežu. Rezultat takvog pokušaja će, pored povećanja napona, biti povećana reaktivna snaga odata mreži iz blok-transformatora jednaka Q2 , Q2 > Q1 . Koji će efekat (povećanje napona ili odate reaktivne snage) biti veći zavisi od odnosa snaga elektrane i mreže. Za manju snagu mašine manje je povećanje napona, a značajnije je povećanje odate reaktivne snage. Dakle, mogućnost regulacije napona i odate reaktivne snage elektrane promenom pobude sinhronog generatora, povećava se primenom regulacionog blok-transformatora. Smisao dodatne regulacije koja se obezbeñuje regulacionim blok-transformatorom jeste u sledećem: u režimima visokih napona mreže, može da se dogodi da iz generatora ne može ne može da se obezbedi zahtevana reaktivna snaga s raspoloživim regulacionim opsegom pobude (pobuda je na svom maksimumu); tada zahtevana reaktivna snaga iz mašine može da se obezbedi regulacionim blok-transformatorom. Slična je logika za slučaj malih napona i potrebe da sinhroni generator apsorbuje reaktivnu snagu. Blok-transformatori se obično izvode s regulacijom beznaponskom stanju, pa se oni podešavaju sezonski, saglasno sa sezonskim nivoima napona mreža.

2.

Ako se na red s granom prenosne (upetljane) mreže (npr. vodom) stavi transformator za regulaciju faznog stava (Tačka 3.3.10.5), onda njime može da se kontroliše tok aktivne snage kroz vod; ovo je smisao primene transformatora za regulaciju faznog stava u prenosnim mrežama. Kada bi se takav transformator stavio na red s granom koja nema alternativni put (radijalna grana u distributivnoj mreži), tada bi regulacija za rezultat imala samo promenu modula napona; ova regulacija nema praktičnog smisla u distributivnim mrežama.

Dakle, regulacioni transformatori jesu ureñaji za kontrolu (regulaciju) modula napona/tokova reaktivnih snaga i faznih stavova/tokova aktivnih snaga. Ti efekti, regulacione transformatore, pored sinhronih generatora, svrstavaju u osnovne regulacione resurse EES. 6

*********************** Primer P4.1.1.1 Razmatra se trofazni prenosni visokonaponski vod sa zanemarenim otočnim parametrima (Slika 4.1.1.1): • Nominalna snaga voda: S n = 400 MVA, • • • •

Podužna pogonska rezistansa: r = 0.029 Ω/km, Podužna reaktansa: x = 0.336 Ω/km, Dužina voda: l = 100 km, 400 Fazni napon na početku voda: U1 = = 231kV . 3

Potrebno je da se odredi fazor napona na kraju voda Uˆ 2 , ako je snaga voda na početku jednaka: a) Sn, cos ϕ = 0.9 (induktivan); 4 b) S n , cos ϕ = 0.9 (induktivan); 5 2 S n , cos ϕ = 0.9 (induktivan). c) 3

Rešenje Redna rezistansa i reaktansa voda iznose: R = rl = 0.029 × 100 = 2.9 Ω, X = xl = 0.336 × 100 = 33.6 Ω, odakle sledi da je redna reaktansa više od deset puta veća od redne rezistanse voda. a) Prividna snaga na početku voda iznosi: S = 3UI = 400 MVA, odakle slede njena aktivna i reaktivna snaga: P = S cos ϕ = 400 × 0.9 = 360MW , Q = S sin ϕ = 400 sin[arccos(0.9)] = 400 × 0.44 = 176MVAr . Kompleksna snaga koja se prenosi vodom iznosi: Sˆ = P − jQ = (360 − j176) MVA .

Sˆ (360 − j176) × 106 Struja u vodu iznosi: Iˆ = = = (519.48 − j254)A . 3 × 231× 103 3Uˆ1* Pad napona voda iznosi: ∆Uˆ = ( R + jX ) Iˆ = (2.9 + j33.6)(519.48 − j254) = (10.04 + j16.72) kV . Fazor napona na kraju voda je jednak: o Uˆ 2 = Uˆ1 − ∆Uˆ = 231 − (10.04 + j16.72) = 220.96 − j16.72 = 221.59e − j4.33 kV .

7

b) Ponavljanjem postupka iz dela a), za odgovarajuću prividnu snagu, dobija se:

S=

4 × 400 = 320MVA , 5

P = 320 × 0.9 = 288MW , Q = 320 sin[arccos(0.9)] = 320 × 0.44 = 140.8MVAr .

Sˆ = P − jQ = (288 − j140.8)MVA . Sˆ ( 288 − j140.8) ⋅106 Iˆ = = = ( 415.58 − j203.17) A , 3 × 231× 103 3Uˆ 1*

∆Uˆ = ( R + jX ) Iˆ = (2.9 + j33.6)(415.58 − j203.17) = (8.03 + j13.37)kV kV. o Uˆ 2 = Uˆ1 − ∆Uˆ = 231 − (8.03 + j13.37) = 222.97 − j13.37 = 223.37e-j3.43 kV .

c) Ponavljanjem postupka iz delova a) i b), za odgovarajuću prividnu snagu, dobija se:

S=

2 × 400 = 266.67 MVA , 3

P = 266.67 × 0.9 = 240MW , Q = 266.67 sin[arccos(0.9)] = 266.67 × 0.44 = 117.33MVAr . Sˆ = P − jQ = ( 240 − j117.33) MVA .

Sˆ (240 − j117.33) × 106 Iˆ = = = (346.32 − j169.31)A , 3 × 231× 103 3Uˆ1* ∆Uˆ = ( R + jX ) Iˆ = ( 2.9 + j33.6) × (346.32 − j169.31) = (6.69 + j11.14)kV . o Uˆ 2 = Uˆ1 − ∆Uˆ = 231 − (6.69 + j11.14) = 224.31 − j11.14 = 224.59e − j2.84 kV .

o

Iz prethodne tri dobijene vrednosti fazora napona na kraju voda ( 221.59e − j4.33 kV , o

o

223.37e − j3.43 kV i 224.59e − j2.84 kV ) može da se zaključi da su razlike faznih stavova napona na krajevima grane svega nekoliko stepeni čak i za vod opterećen nominalnom snagom, sa uobičajenim faktorom snage. Time su opravdane aproksimacije cos ∆Θ ≅ 1 i sin ∆Θ ≅ ∆Θ , koje su korišćenje u ovom paragrafu.

Primer P4.1.1.2 400 = 231kV . Potrebno je 3 da se odrede aktivna i reaktivna snaga na početku voda ako je fazor napona na kraju voda jednak:

Razmatra se vod iz Primera P4.1.1.1, sa istim naponom na početku U1 =

8

Uˆ 2 = 221.59e − j4.33kV , cos ϕ = 0.9 (induktivan); b) Uˆ 2 = 215e − j4.33kV , cos ϕ = 0.9 (induktivan); c) Uˆ = 225e − j4.33kV , cos ϕ = 0.9 (induktivan); a)

2

d) e)

Uˆ 2 = 221.59e − j3.5 kV , cos ϕ = 0.9 (induktivan); Uˆ 2 = 221.59e − j5.5 kV , cos ϕ = 0.9 (induktivan).

Rešenje Iz Primera P4.1.1.2, rezistansa i reaktanse voda iznose R = 2.9Ω i X = 33.6Ω . a) Pad napona voda iznosi:

∆Uˆ = Uˆ1 − Uˆ 2 = 231 − 221.59e − j4.33 = (231 − 220.96 + j16.73)kV = 19.51e j59.03 = (10.04 + j16.73)kV. ∆Uˆ 19.51e j59.03 × 103 Struja voda jednaka je: Iˆ = = = 578.59e − j26.04 = (519.86 − j254) A . j85.07 R + jX 33.72e Kompleksna snaga na početku voda iznosi:

Sˆ = 3Uˆ1* Iˆ = 3 × 231 × 103 × (519.86 − j254) = (360 − j176)MVA , Odakle slede aktivna i reaktivna snaga na početku voda: P = 360MW i Q = 176MVAr . b) Fazor napona Uˆ 2 je sada promenjen u odnosu na onaj pod a) tako što mu je smanjen modul. Odgovarajuće veličine iznose: ∆Uˆ = Uˆ 1 − Uˆ 2 = 231 − 215e − j4.33 = (231 − 214.39 + j16.23) kV = (16.61 + j16.23) = 23.22e j44.34 kV .

∆Uˆ 23.22e j44.34 × 103 Iˆ = = = 688.61e − j40.73A . R + jX 33.72e j85.07 Sˆ = 3Uˆ 1* Iˆ = 3 × 231 × 103 × 688.61e − j40.73 = (361.62 − j311.37)MVA , P = 361.62MW ≈ 360MW i Q = 311.37 MVAr > 176MVAr . c) Fazor napona Uˆ 2 je sada promenjen tako što mu je povećan modul. Odgovarajuće veličine iznose: ∆Uˆ = Uˆ 1 − Uˆ 2 = 231 − 225e − j4.33 = (231 − 224.36 + j16.99) = (6.64 + j16.99) = 18.24e j68.65 kV .

9

∆Uˆ 18.24e j68.65 × 103 Iˆ = = = 540.92e − j16.42 A . R + jX 33.72e j85.07

Sˆ = 3Uˆ1* Iˆ = 3 × 231 × 103 × 540.92e − j16.42 = (359.57 − j105.96)MVA , Sˆ = (359.57 − j105.96)MVA . P = 359.57 MW ≈ 360MW i Q = 105.96MVAr < 176MVAr . d) Fazor napona Uˆ 2 je promenjen u odnosu na onaj pod a) tako što mu je promenjen fazni stav. Odgovarajuće veličine iznose:

∆Uˆ = Uˆ1 − Uˆ 2 = 231 − 221.59e − j3.5 = (231 − 221.18 + j13.53) = (9.82 + j13.53) = 16.72e j54.03kV . ∆Uˆ 16.72e j54.03 × 103 Iˆ = = = 495.85e − j31.04 A . j85.07 R + jX 33.72e Sˆ = 3Uˆ 1* Iˆ = 3 × 231× 103 × 495.85e − j31.04 = 343.62e − j31.04 = (294.42 − j177.18) MVA , P = 294.42MW < 360MW i Q = 177.18MVAr ≈ 176MVAr . e) Fazor napona Uˆ 2 je promenjen u odnosu na onaj pod a) tako što mu je takoñe promenjen fazni stav. Odgovarajuće veličine iznose: ∆Uˆ = Uˆ 1 − Uˆ 2 = 231 − 221.59e − j5.5 = (231 − 220.57 + j21.24) = (10.43 + j21.24) = 23.66e j63.85 kV ,

∆Uˆ 23.66e j63.85 ⋅103 Iˆ = = = 701.66e − j21.22 A . j85.07 R + jX 33.72e Sˆ = 3Uˆ 1* Iˆ = 3 × 231 × 103 × 701.66e − j21.22 = (453.28 − j176.00) MVAr , P = 453.28MW > 360MW i Q = 176MVAr . Uporeñujući rezultate proračuna u tačkama b), c), d) i e) s rezultatima proračuna u tački a), može da se zaključi: • • •

Promena modula fazora napona na krajevima voda ne izaziva osetnu promenu toka aktivne snage voda. Promena modula fazora napona na krajevima voda izaziva promenu toka reaktivne snage voda; s povećanjem te razlike, povećava se tok reaktivne snage i obrnuto. Promena razlike faznih stavova fazora napona voda izaziva promenu toka aktivne snage voda; s povećanjem te razlike, povećava se tok aktivne snage i obrnuto. 10

•

Promena faznih stavova fazora napona voda ne izaziva osetnu promenu toka reaktivne snage voda. Time su i brojno potvrñeni zaključci iz ovog paragrafa.

Primer P4.1.1.3 Razmatra se vod sa Slike 4.1.1.1. Neka je odnos rezistanse i reaktanse voda jednak R / X = 2.0 (to je grana distributivne mreže). Izračunati aproksimativni odnos tokova aktivne i reaktivne snage (za male razlike faznih stavova napona na krajevima grane), u sledeće dve varijante: a) moduli napona na krajevima grane su isti, a fazni stavovi nisu; b) moduli napona na krajevima grane nisu isti, a fazni stavovi jesu.

Rešenje a) Prema (4.1.1.4), taj odnos glasi: P1 X = = 0. 5 ⇒ Q1 R

Q1 = 2.0 P1 .

b) Prema (4.1.1.5), taj odnos glasi: P1 R = = 2.0 ⇒ Q1 X

Q1 = 0.5P1 .

Dakle, za velike odnose rednih parametara grana mreže, PΘ i QV sprege ne mogu da se meñusobno dekupluju. ***********************

4.1.2 PF REGULACIONA KONTURA Razmatra se EES u stacionarnom stanju (režimu). To znači da su amplitude, fazni stavovi i učestanost svih naizmeničnih veličina (naponi, struje, ... ) konstantni. Pored toga, učestanosti svih naizmeničnih veličina meñusobno su jednake. Zbog toga su konstantne i snage u svim elementima sistema – snage proizvodnje svih generatora s jedne strane i snage potrošnje svih potrošača i snage gubitaka u svim granama sistema s druge strane. Ovo implicira činjenicu da je sistem, čim se nalazi u stacionarnom stanju, bilansiran ("balansiran") s obzirom na snage. Stacionaran bilans snaga sistema znači jednakost konstantne proizvodnje s jedne strane i konstantne potrošnje s konstantnim gubicima s druge strane. Izlazak sistema iz stacionarnog stanja znači narušavanje stacionarnog bilansa snaga. I obrnuto – narušavanje stacionarnog bilansa snaga znači izlazak sistema iz stacionarnog stanja. Ovo načelno razmatranje, može da se podrži sledećim primerom narušavanja stacionarnog bilansa aktivnih snaga u EES, koji je pre narušavanja bilansa radio s konstantnom – referentnom (po želji izabranom učestanošću – obično nominalnom). Neka se povećala potrošnja aktivne snage tako 11

što se na sistem priključio nov potrošač, a da se pri tom proizvodnja aktivne snage u elektranama nije promenila (protoci radnog fluida na turbinama svih elektrana ostali su isti). Ekvivalentan poremećaj ovom poremećaju bio bi onaj izazvan smanjenjem proizvodnje elektrana (smanjen dotok fluida na turbinu bar jedne elektrane), za nepromenjene potrošnje svih potrošača. Kao rezultat zakona o održanju energije, razlika – debalans snage mora da se nadoknadi iz promene odgovarajućih sistemskih veličina, što prevodi stacionarni režim sistema u dinamički. Ključna veličina koja mora da se promeni jeste brzina obrtanja rotora obrtnih mašina sistema, što za sobom povlači promenu učestanosti sistema. U ovom slučaju učestanost mora da opada (brzina rotora se smanjuje) da bi se iz usporenja rotora crpla snaga koja nedostaje iz proizvodnje sistema, sve da bi se pokrila zahtevana povećana potrošnja. Kada se na tu promenu ne bi reagovalo, tada bi u sistemu, usled stalnog nedostatka snage, učestanost stalno opadala – sve do raspada sistema. Reakcija na takve promene u sistemu izvodi se automatskom regulacijom aktivnih snaga i učestanosti – automatska Pf regulacija. Da bi se utvrdila priroda Pf regulacije (Pf regulacione konture), ovde će da se napravi jedan teorijski (misaoni) eksperiment sa EES koji radi u stacionarnom stanju s konstantnom – referentnom učestanošću. Dakle, realizovan je bilans aktivnih snaga potrošnje s gubicima s jedne i aktivnih snaga proizvodnje s druge strane. Neka se uoči jedan od generatora koji je priključen u jednoj tački (čvoru), koji proizvodi – odaje aktivnu snagu u sistem (njegova reaktivna snaga nije od interesa za ova razmatranja). Neka se počne povećavati potrošnja u jednom potrošačkom čvoru i neka se istovremeno povećava proizvodnja uočenog generatora za isti iznos za koliko se povećava potrošnja sa uvaženom promenom gubitaka aktivne snage u mreži. S obzirom na stalnu jednakost aktivnih snaga potrošnje i gubitaka i aktivne snage proizvodnje, učestanost sistema se ne menja. Neka se povećanje potrošnje zaustavilo na odreñenom iznosu i neka se istovremeno zaustavilo i odgovarajuće povećanje proizvodnje na razmatranom generatoru. EES se sada nalazi u novom stacionarnom stanju, sa novim bilansom aktivnih snaga i referentnom učestanošću. Dakle, bilans snaga je održan zahvaljujući kontinualnom praćenju promene potrošnje aktivne snage odgovarajućom promenom proizvodnje u sistemu. Kvalitativno ista razmatranja mogu da se sprovedu za slučaj da se, umesto povećavanja, smanjivala potrošnja odreñenog potrošača. Na osnovu ovih razmatranja može da se zaključi: 1.

2. 3.

Da je učestanost globalna sistemska veličina u smislu da se njena promena prostire u čitavom sistemu, kada je narušen bilans aktivnih snaga u sistemu, ili te promene uopšte nema kada nije narušen bilans snaga u sistemu; Učestanost je indikator bilansa aktivnih snaga u EES: kada se smanjuje – u sistemu nedostaje aktivna snaga, kada se povećava – u sistemu ima viška aktivne snage. Učestanost EES se kontroliše održavanjem bilansa aktivne snage u EES.

Ovim je anticipirana Pf regulaciona kontura – regulacija aktivnih snaga i učestanosti, kao jedna komponenta regulacije EES (druga regulaciona kontura se odnosi na reaktivne snage i napone). Regulacioni resursi na kojima je zasnovana ova regulacija jesu generatori. S obzirom da su generatorski kapaciteti distributivnih mreža bar za red veličine manji od onih koji su priključeni na prenosnu mrežu (elektrane), osnovni resursi za podršku Pf regulacije jesu elektrane, pa je tako ova regulacija inherentna prenosno-proizvodnim a ne distributivno-potrošačkim sistemima. U ovim drugim sistemima, u ovoj regulaciji praktično može da se participira samo kontrolom potrošnje aktivne snage – "forsirano" rasterećenje, odnosno smanjenje potrošnje. Forsirano rasterećenje u EES se realizuje, pre svega, na sledeći način: 1) delovanjem odgovarajućih podfrekventnih releja, što za posledicu ima automatsko isključenje unapred specificiranih delova distributivnih mreža, za unapred specificirani pad učestanosti i 2) upravljanjem potrošnjom, što za posledicu ima isključenje električnih aparata u domaćinstvima na osnovu daljinskih komandi poslatih iz centara upravljanja distributivno-potrošačkih sistema. 12

U okviru ove regulacione konture potrebno je da se istakne i samoregulacija potrošača po učestanosti (Deo 3.1) – spontana promena potrošnje konkretnih potrošača s promenom učestanosti. Pošto su te promene istog znaka, pad učestanosti je praćena padom potrošnje usled ovog efekta, što pozitivno deluje na proces kontrole bilansa aktivnih snaga odnosno učestanosti EES. Izuzetak od pravila da je Pf regulaciona kontura inherentna proizvodno-prenosnom sistemu, čini ostrvski rad delova distributivno-potrošačkih sistema. Takva situacija se dešava kada se ti delovi (uglavnom mali) isključe s napajanja iz proizvodno-prenosnog sistema, pa se napajaju iz sopstvenih – distributivnih generatora. Ti generatori su tada nadležni za realizaciju elektroenergetskog bilansa u tim delovima, pa su oni osnovni i jedini regulacioni resursi za podršku Pf regulacije. Mehanizam podešavanja potrebne proizvodnje aktivne snage, da bi se pratila promenljiva potrošnja te snage u EES, sastoji se od automatske Pf regulacije EES, koja je obrañena u Paragrafu 4.2.1.

4.1.3 QV REGULACIONA KONTURA U prethodnim razmatranjima je konstatovano da je Pf regulaciona kontura "pripada" proizvodno-prenosnom sistemu. Za razliku od nje, QV regulaciona kontura, pored pripadnosti proizvodno-prenosnom sistemu, prostire se i u distributivno-potrošački sistem. Proizvodno-prenosni sistem

Razmatra se sinhroni generator priključen na prenosnu mrežu (EES). U Delu 3.2, gde su obrañene naizmenične mašine, konstatovano je da s povećanjem pobude sinhronog generatora priključenog na EES, povećava njegova proizvodnja reaktivne snage, odnosno njen tok prema sistemu (ili smanjuje apsorpcija reaktivne snage iz mreže, ako je generator tu snagu apsorbovao); uz to, povećava se modul napona na priključku generatora za sistem; rezultati su u suprotnom smeru ako se pobuda smanjuje. Što je mašina jača u odnosu na mrežu, to je izraženiji drugi efekat (promena modula napona); što je mašina slabija u odnosu na mrežu, to je izraženiji prvi efekat (promena reaktivne snage). Neka je razmatrani generator proizvodio – odavao reaktivnu snagu u sistem. Neka se njegova pobuda poveća, a da se potrošnja reaktivne snage potrošača sistema nije promenila, kao što se nisu promenile pobude ostalih sinhronih generatora u mreži. Razmatra se stacionarno stanje sistema koje će se uspostaviti posle povećanja pobude generatora. Kao što je konstatovano, povećanje pobude generatora praćeno je povećanjem njegove proizvodnje reaktivne snage i modula napona na njegovom priključku na sistem. Povećana proizvedena reaktivna snaga generatora otiče u sistem granama incidentnim čvoru s razmatranim generatorom. Dodatna proizvedena reaktivna snaga, pošto potrošnja nije promenjena, mora spontano da se apsorbuje od strane ostalih sinhronih mašina sistema, čije pobude nisu menjane (promene gubitaka reaktivne snage sistema i promena reaktivne snage ostalih resursa za kompenzaciju reaktivne snage – baterije kondenzatora prigušnice – nisu značajne). Da je to moguće i nužno, konstatovano je u paragrafu 3.2. Tamo je utvrñeno da proizvodnja (apsorpcija) reaktivne snage sinhrone mašine ne zavisi samo od njene pobude, nego i od (režima) sistema na koji je ona priključena. Tako, iako pobude ostalih mašina u sistemu nisu menjane, one nužno moraju da apsorbuju dodatnu reaktivnu snagu razmatranog generatora. Veću reaktivnu snagu će apsorbovati sinhrone mašine koje su veće snage i bliže razmatranom generatoru. Kada bi sve sinhrone mašine bile rasporeñene u prvom krugu čvorova oko razmatranog čvora (direktno su granama vezane za taj čvor), tada bi se promene tokova reaktivnih snaga zaustavile na tom krugu čvorova. 13

Kvalitativno ista razmatranja mogu da se sprovedu za slučaj da se posle povećanja pobude smanjila apsorpcija generatora, ili pak da su, umesto generatorom, opisane promene izazvane sinhronim kompenzatorom ili statičkim VAR sistemom, baterijom kondenzatora ili prigušnicom. Načelno, saglasno s definicijom reaktivne snage koja se koristi u ovoj knjizi (definicije 2.8.1), kondenzator (kapacitivnost) jeste izvor reaktivne snage, a prigušnica (induktivnost) – ponor reaktivne snage. Generator, sinhroni kompenzator i statički VAR sistem mogu da budu i izvori i ponori (apsorberi) reaktivne snage. U svakom slučaju, priključenjem izvora reaktivne snage povećava se napon u čvoru priključenja. To povećanje se širi oko tog čvora na susedne čvorove i opada sa udaljavanjem od čvora, do poslednjih generatora koji participiraju u apsorpciji promene proizvedene reaktivne snage. Te promene napona prate odgovarajuće promene tokova reaktivnih snaga u granama u čijim su čvorovima promenjeni moduli napona; promene napona moraju da budu takve da se povećana reaktivna snaga proizvedena u razmatranom čvoru odvede do čvorova gde će ona da bude apsorbovana. Priključenjem ponora reaktivne snage smanjuje se napon u čvoru priključenja. To smanjenje se širi oko tog čvora na susedne čvorove i opada sa udaljavanjem od čvora. Te promene napona prate odgovarajuće promene tokova reaktivnih snaga u granama u čijim su čvorovima promenjeni moduli napona; promene napona moraju da budu takve da se smanjenje reaktivne snage u razmatranom čvoru kompenzuje povećanjem proizvodnje reaktivne snage čvorova koji za to imaju mogućnost (npr. sinhroni generatori). Veću reaktivnu snagu će proizvesti sinhrone mašine koje su veće snage i bliže razmatranom generatoru. Kao i u prethodnom slučaju, kada bi sve sinhrone mašine bile rasporeñene u prvom krugu čvorova oko razmatranog čvora, tada bi se promene tokova reaktivnih snaga zaustavile na tom krugu čvorova. U paragrafu 4.1.2 je takoñe konstatovano da ove promene neće da budu praćene i značajnim promenama tokova aktivnih snaga i faznih stavova napona, pa tako niti promenama učestanosti sistema. Pošto su ovde u pitanju samo kvalitativna razmatranja, ove promene se ne kvantifikuju. Kvantifikaciji tih promena posvećena je Glava 5. Pored sinhronih generatora i kompenzatora, ulogu proizvoñača reaktivne snage igraju i baterije kondenzatora s fiksnim ili promenljivim kapacitivnostima; a ulogu apsorbera reaktivne snage igraju i prigušnice s fiksnom ili promenljivom induktivnostima. Alternativa sinhronim kompenzatorima jesu statički VAR sistemi. Dakle, na osnovu ovih razmatranja, može da se zaključi: 1. 2.

Napon jeste lokalna veličina u smislu da se menja od čvora do čvora sistema; njegove promene su značajnije u bližoj okolini oko čvora gde je promena izazvana. Promenu napona ne prate i značajne promene tokova aktivnih snaga, pa tako ni promene bilansa aktivnih snaga i učestanosti.

Ovim je anticipirana QV regulaciona kontura proizvodno-prenosnih sistema, kao druga komponenta celokupne regulacije EES (prva regulaciona kontura se odnosi na aktivne snage i učestanost). Osnovni resursi za podršku QV regulacije jesu: sinhroni generatori i kompenzatori, baterije kondenzatora i prigušnice, kao i statički VAR sistemi. Tim resursima se pridružuju i transformatori za regulaciju modula napona, pošto tim transformatorima, pored modula napona, mogu da se kontrolišu tokovi reaktivnih snaga grana proizvodno-prenosnog sistema. Naime, promenom pozicije regulacione sklopke transformatora za regulaciju napona, jednovremeno se menjaju napon i tok reaktivne snage transformatora. Distributivno-potrošački sistem

14

Pošto se regulacioni resursi QV regulacione konture nalaze i u distributivno-potrošačkim sistemima (baterije kondenzatora i transformatori za regulaciju modula napona, kao i distributivni generatori manjih snaga), ta kontura se prostire i u tim delovima EES. Kada se na distributivnu radijalnu mrežu priključi baterija kondenzatra (tzv. kompenzacija reaktivnih snaga potrošača), tada se smanjuje preuzimanje reaktivne snage iz proizvodnoprenosnog sistema i rasterećuju distributivni vodovi s reaktivnom snagom. Posledica tog rasterećenja jeste povećanje modula napona svih čvorova mreže preko koje se razmatrani čvor napaja, kao i svi čvorovi mreže koja se napaja preko tog čvora. Kada se na distributivnu radijalnu mrežu priključi transformator za regulaciju modula napona, njime mogu da se kontrolišu moduli napona u svim čvorovima mreže koja se napaja preko tog transformatora: povećanje napona na sekundaru transformatora propraćeno je odgovarajućim povećanjima napona u svim pomenutim čvorovima (i obrnuto). Definitivno, kada se na distributivnu radijalnu mrežu priključi sinhroni generator, njime može da se kontroliše i napon na njegovom priključku na mrežu (time i u ostalim čvorovima mreže) i tokovi reaktivne snage u mreži (zavisno od odnosa snage generatora i mreže). Mehanizam podešavanja potrebne proizvodnje reaktivne snage, da bi se pratila promenljiva potrošnja te snage u EES, sastoji se od automatske QV regulacije EES, koja je obrañena u Delu 4.2, Paragraf 4.2.2.

4.1.4 SLABA SPREGA IZMEðU PF I QV REGULACIONE KONTURE PROIZVODNOPRENOSNIH SISTEMA Na osnovu razmatranja u paragrafima 4.1.1, 4.1.2 i 4.1.3, ovde se izvodi zaključak o ''slaboj zavisnosti'' – sprezi Pf i QV regulacionih kontura proizvodno-prenosnih sistema. Slaba zavisnost ove dve konture definitivno je posledica praktične meñusobne raspregnutosti Pθ i QV sprega tih sistema, koja je dokazana u paragrafu 4.1.1. U tu svrhu se razmatraju dve promene bilansa snaga EES – jednom samo aktivnih i drugi put samo reaktivnih. Promena bilansa aktivnih snaga

Neka se razmatra EES u stacionarnom režimu, dakle sa uspostavljenim bilansom aktivnih (i reaktivnih) snaga potrošnje i gubitaka, s jedne strane i snage proizvodnje s druge strane, pri nominalnoj učestanosti. Neka se desio debalans snage u EES tako što se povećala potrošnja samo aktivne snage u jednom od čvorova proizvodno-prenosnog sistema. Direktna posledica te vrste debalansa jeste pad učestanosti EES (paragraf 4.1.2). Neka se u jednom od čvorova proizvodnoprenosnog sistema, s priključenim generatorom, povećala proizvodnja samo aktivne snage za iznos za koji se povećala potrošnja i promenli gubici aktivne snage sistema. Time je EES preveden u drugi stacionarni režim, s drugim bilansom snaga i nominalnom učestanošću. (Mehanizam za prevoñenje EES u drugi stacionarni režim sada nije od interesa. On je opisan u paragrafu 4.2.1.) Pored evidentnih promena učestanosti (koja je prvo smanjena, pa opet vraćena na nominalnu vrednost), ističu se i sledeće promene: 1. U uočenom potrošačkom čvoru povećana je potrošnja aktivne snage (uzrok promene bilansa aktivnih snaga i pada učestanosti). 2. U uočenom generatorskom čvoru, povećana je proizvodnja za odgovarajući iznos, da bi se uspostavio novi bilans aktivnih snaga i učestanost vratila na nominalnu vrednost. 3. U granama prenosne mreže su se promenili tokovi aktivnih snaga da bi se povećanom proizvodnjom aktivne snage u generatorskom čvoru uravnotežila povećana potrošnja aktivne 15

snage u potrošačkom čvoru. Veličina promene toka aktivne snage svake redne grane mreže svakako zavisi od njenih parametara i njene pozicije u mreži, relativno u odnosu na razmatrani generatorski i potrošački čvor. 4. Prema zaključcima izvedenim u paragrafu 4.1.1, promena toka aktivne snage u jednoj rednoj grani izaziva promenu faznih stavova fazora napona čvorova te grane. Prema zaključima izvedenim u paragrafu 4.1.1, promene modula fazora napona, bilansa i tokova reaktivnih snaga nisu značajne, odnosno, praktično – njih nije ni bilo. Dakle, promena bilansa aktivnih snaga i učestanosti, koja je vezana za Pf regulacionu konturu, ne izaziva osetne promene bilansa reaktivnih snaga i napona mreže. Slična razmatranja mogu da se sprovedu i da se doñe do kvalitativno istih zaključaka i ako se razmatra smanjenje potrošnje (privremeno povećanje učestanosti) i odgovarajuće smanjenje proizvodnje aktivne snage negde u sistemu. Promena bilansa reaktivnih snaga

Neka se ponovo razmatra EES u stacionarnom režimu, dakle sa uspostavljenim bilansom reaktivnih (i aktivnih) snaga potrošnje i gubitaka, s jedne strane i snage proizvodnje s druge strane. Neka se desio debalans snage u EES tako što se povećala potrošnja samo reaktivne snage u jednom od čvorova proizvodno-prenosnog sistema. Neka u sistemu postoji samo jedan sinhroni generator kao jedini izvor reaktivne snage. Neka se njegova pobuda ne menja. Direktne posledice te vrste debalansa jesu: 1. U uočenom potrošačkom čvoru povećana je potrošnja reaktivne snage (uzrok promene bilansa reaktivnih snaga mreže). 2. Smanjenje modula fazora napona potrošačkog čvora. (Paragraf 4.1.3) 3. U generatorskom čvoru, čija pobuda nije promenjena, povećana je proizvodnja za odgovarajući iznos, da bi se uspostavio novi bilans reaktivnih snaga. 4. U granama prenosne mreže promenili su se tokovi reaktivnih snaga da bi se povećanom proizvodnjom reaktivne snage u generatorskom čvoru uravnotežila povećana potrošnja u potrošačkom čvoru. Veličina promene toka reaktivne snage svake redne grane mreže svakako zavisi od njenih parametara i njene pozicije u mreži, relativno u odnosu na razmatrani generatorski i potrošački čvor. 5. Prema zaključcima izvedenim u paragrafu 4.1.1, promena toka reaktivne snage u jednoj rednoj grani izaziva promenu modula fazora napona čvorova te grane. Prema zaključcima izvedenim u paragrafu 4.1.1, promene faznih stavova fazora napona, bilansa i tokova aktivnih snaga nisu značajne, odnosno, praktično – njih nije ni bilo. Tako, nije moglo doći ni do promene učestanosti. Dakle, promena bilansa reaktivnih snaga, koja je vezana za QV regulacionu konturu, ne izaziva osetne promene bilansa aktivnih snaga i učestanosti mreže. Slična razmatranja mogu da se sprovedu i da se doñe do kvalitativno istih zaključaka i ako se razmatra povećanje potrošnje i odgovarajuće smanjenje proizvodnje reaktivne snage. U sprovedenim razmatranjima utvrñena je slaba sprega Pf i QV kontura, što podrazumeva: 1.

Prilikom promene bilansa aktivnih snaga, dolazi do promene učestanosti, tokova aktivnih snaga grana i uglova fazora napona prenosne mreže, koje su utoliko veće ukoliko su veće promene bilansa i tokova aktivnih snaga. Pri tom, odgovarajuće promene bilansa i tokova reaktivnih snaga i modula fazora napona nisu značajne.

16

2.

Prilikom promene bilansa reaktivnih snaga, dolazi do promene tokova reaktivnih snaga i modula fazora napona prenosne mreže, koje su utoliko veće ukoliko su veće promene bilansa reaktivnih snaga. Pri tom, odgovarajuće promene bilansa i tokova aktivnih snaga i uglova fazora napona nisu značajne.

Izvedeni zaključci jesu razlog što se često kaže da su Pf i QV regulacione konture (regulacioni krugovi) proizvodno-prenosnih sistema meñusobno raspregnute. Takva priroda proizvodno-prenosnih sistema od fundamentalnog je značaja za voñenje EES. Naime, ako se interveniše na planu aktivnih snaga i učestanosti (npr. menjaju se aktivne snage generatora, ili potrošača), naponski profil i tokovi reaktivnih snaga se praktično ne menjaju. S druge strane, ako se interveniše na planu reaktivnih snaga i napona (npr. menjaju se reaktivne snage proizvodnje/apsorpcije generatora ili potrošnje potrošača, odnosno naponi čvorova), tokovi aktivnih snaga i učestanost se praktično ne menjaju. Opisana priroda se prilično često i uspešno koristi u modelovanju i proračunima stacionarnih režima EES (glava 5 knjige). Evo dva primera: Primer 1: U matematičkim modelima prenosnih delova EES, zasnovanih na dva Kirchhoff-ova zakona, često se zanemaruje meñusobna zavisnost aktivnih snaga od modula napona i reaktivnih snaga od faznih stavova fazora napona, što za rezultat ima prepolovljenje memorijskog prostora i računarskog vremena potrebnih za obradu modela EES, a da se pri tom ne unose značajne greške u rezultate proračuna. Primer 2: Za potrebe grubljih proračuna režima prenosnih delova EES (npr. proračuni za potrebe planiranja razvoja EES), koriste se matematički modeli u kojim se tretira isključivo meñusobna zavisnost aktivnih snaga i faznih stavova (uticaj napona i reaktivnih snaga se zanemaruje). O nezavisnosti (rasprezanju) Pf i QV regulacionih kontura u distributivno-potrošačkim sistemima nema smisla da se govori pošto prve regulacione konture u tim sistemima nema. Kvalitativni zaključci o raspregnutosti Pf i QV regulacionih kontura mogu da se kvantifikuju proračunima koji se izlažu u glavi 5.

4.1.5 REGULACIJA DISTRIBUTIVNIH RADIJALNIH MREŽA Suštinska karakteristika distributivno-potrošačkih sistema jeste da su distributivne mreže u okviru tih sistema uglavnom radijalne. U preambuli Glave 3 definisana je radijalna mreža kao mreža u kojoj se svaki potrošač napaja samo jednim putem iz jednog izvora – obično napojnog transformatora kojim se distributivna mreža napaja iz prenosne mreže. Zato, tokovi aktivnih i reaktivnih snaga u distributivnim mrežama odreñeni su, pre svega, zahtevima potrošača priključenih u čvorovima tih mreža. Ipak, na tokove aktivnih snaga može da se utiče angažovanjem eventualno instalisanih distributivnih generatora, ali njihove snage uobičajeno nisu danas velike. Zbog tako malih snaga tih generatora, iz distributivnih mreža nije moguće da se kontroliše učestanost EES. Ono što ipak može da se kontroliše u radijalnim distributivnim mrežama, to su naponi i tokovi reaktivnih snaga, koristeći se regulacionim transformatorima, baterijama kondenzatora i statičkim VAR sistemima (sinhroni kompenzatori su uglavnom preskupi da bi se koristili u distributivnim mrežama). S obzirom da su u tim mrežama koncentrisani uglavnom potrošači, koji pak, sa svoje strane, uglavnom troše reaktivnu snagu, nema mesta za korišćenje prigušnica (osim ponegde u zvezdištima trofaznih transformatora, ali takve prigušnice nisu namenjene nikakvoj

17

regulaciji režimskih veličina, već kontroli veličina režima distributivnih mreža pri kratkim spojevima). Regulacija napona uglavnom započinje na napojnim transformatorskim stanicama, čiji su (napojni) transformatori regulacioni, i to, uglavnom, s regulacijom pod opterećenjem. Tom regulacijom se kontinualno kontrolišu naponi na ulazu u veća potrošačka područja. Ostali transformatori koji se nalaze bliže potrošačima, jesu uglavnom regulacioni, ali s regulacijom u beznaponskom stanju, pa se koriste za sezonsku intervenciju na naponskom profilu distributivne mreže. Pored ovih transformatora, u distributivnim mrežama se nailazi na regulatore napona. To su regulacioni transformatori s nominalnim odnosom transformacije 1:1, i služe za korekciju napona na dugačkim, uglavnom nadzemnim distributivnim vodovima. Zato se ugrañuju u dubini tih vodova, pa se tako popravljaju naponski profili delova vodova "ispod" instalisanih regulatora napona. Kada su izvedeni s regulacijom u beznaponskom stanju, tada se nazivaju busterima (transformatorima za podršku napona – pojačavačima napona). Njihova svrha jeste sezonska intervenciju na naponskim profilima delova SN vodova koji se napajaju preko njih, odnosno trajna podrška naponima delova SN izvoda, s trajno lošim naponskim prilikama. Ako se, umesto regulacionim napojnim transformatorima, regulacija napona vrši na početku svakog od vodova koji odlaze iz napojne transformatorske stanice koristeći se regulatorima napona s regulacijom pod opterećenjem, dobija se znatno kvalitetnija, ali isto toliko i skuplja regulacija napona. Konačno, pre svega za regulaciju tokova reaktivnih snaga, ali posredno i za regulaciju napona radijalnih distributivnih mreža, koriste se baterije otočnih kondenzatora (meñusobno redno i paralelno povezani kondenzatori). One su ili s fiksnim kapacitetom, pa mogu da budu uključene li isključene sa mreže, ali izvode se i sa otcepima za regulaciju (promenu kapaciteta). Regulacija može da bude automatska ili ručna, pod opterećenjem ili u beznaponskom stanju. Priključuju se otočno u izabranim čvorovima distributivne mreže. Uključenjem baterije kondenzatora u čvoru mreže za rezultat ima rasterećenje s reaktivnom snagom – smanjenje reaktivne snage na celom putu od čvora do izvora sa kojeg se taj čvor napaja. Time se smanjuju i padovi napona na tom putu, što definitivno predstavlja i kontrolu napona mreže koja se razmatra. Dakle, s obzirom na raspoložive resurse, pored proizvodno-prenosnog sistema, QV regulaciona kontura se prostire i u distributivno-potrošački sistem. Njen aspekt automatske regulacije biće obraćen u delu 4.2, paragraf 4.2.2.

4.1.6 ELEKTROENERGETSKI BILANS Energetski bilans (bilans energije) osnovni je problem u svakom energetskom sistemu (sistemu uglja, nafte, gasa, ...), pa i EES. U ovoj tački se obrañuje elektroenergetski bilans, tj. bilans električne energije u EES koji se nalazi u stacionarnom stanju (režimu). Energetski bilans uopšte, predstavlja relaciju izmeñu proizvedene energije s jedne strane i potrošene energije sa uračunatim njenim gubicima s druge strane, u specificiranom vremenskom periodu (sat, dan, mesec, godina, ...). Količina proizvedene (EG) i potrošene energije (ED), za izabrani period (dan, mesec, godina,...), u jednom sistemu – državi, može da se iskaže jednom od sledeće tri relacije:

18

EG < ED

∨

EG = ED

∨

EG > ED .

(4.1.6.1)

U načelu, čak i bez uvažavanja standardne institucije uvoza/izvoza energije, proizvedena i potrošena energija u izabranom vremenskom periodu može da bude u svakoj od tri relacije (4.1.6.1). Npr, količina proizvedene nafte u jednoj godini može da bude veća od potrošene, pa da se količina koja nije potrošena (višak) akumulira za idući period. Ili obrnuto, proizvodnja može da bude manja od potrošnje, tako što se manjak nadoknañuje iz akumulacija energije iz prošlih perioda. I naravno, relacija jednakosti tih količina jeste očigledna mogućnost. Ako se uvaži i institucija uvoza/izvoza energije, relacie (4.1.6.1) menjanju se samo kvantitativno, ali ne i kvalitativno. Saglasno s tim, elektroenergetski bilans predstavlja relaciju izmeñu proizvedene električne energije s jedne strane i potrošene električne energije sa uračunatim njenim gubicima s druge strane, u specificiranom vremenskom periodu (sat, dan, mesec, godina, ...). Ili praktičnije: elektroenergetski bilans se sastoji od angažovanja raspoloživih izvora električne energije radi pokrivanja zadate (poznate) potrošnje aktivne i reaktivne energije svih potrošača koji su priključeni na EES, sa uračunatim gubicima. Drugim rečima, elektroenergetski bilans se sastoji od uspostavljanja ravnoteže ("balansa") izmeñu proizvodnje i potrošnje, sa uključenim gubicima električne energije. Jedna od suštinskih karakteristika električne energije jeste ta da je kod nje isključivo moguća relacija jednakosti (ako se isključi institucija uvoza/izvoza), i to za svaki period, pa i jedinični (godina, mesec, dan, sat,...): ( EG )el = ( ED )el .

(4.1.6.2)

To je posledica činjenice da na današnjem nivou tehničko-tehnološkog razvoja sveta, nema komercijalno upotrebljivih postupaka (tehničkih rešenja) za neposrednu i efikasnu akumulaciju električne energije u relativno velikim količinama. Akumulacija u olovnim i ostalim vrstama akumulatora (posredna akumulacija električne energije u vidu hemijske energije) nije rešenje koje može da se uključi na nivou EES. Ostale, ekonomski isplative akumulacije (npr. one u vidu vode u jezerima akumulacionih elektrana, u vidu uglja na deponijama uglja itd.), takoñe su posredne akumulacije električne energije. Ako relacija (4.1.6.2) u elektroenergetici mora nužno da bude zadovoljena za ma koji vremenski period, dakle i u jedinici vremena, onda elektroenergetski bilans postaje bilans snage električne energije. Tako, bilans električne energije u ma kom vremenskom periodu može da se izvede iz bilansa snaga jednostavnim integraljenjem ovog drugog u vremenu. U tom smislu, u izlaganjima koja slede, razmatraće se samo bilans snaga električne energije. Druga suštinska karakteristika naizmenične elektroenergetike, po kojoj se ona razlikuje od ostalih oblika energije, jeste ta što je u naizmeničnoj elektroenergetici uvedena institucija reaktivne energije (reaktivne snage Q). Otud, umesto sa jednom bilansnom relacijom, elektroenergetski bilans se iskazuje sa dve relacije tipa jednakosti (izostavljen je subskript el): PG (t ) = PD (t ),

QG (t ) = QD (t ), ∀t.

(4.1.6.3)

kojima se izražava nužnost da se u svakom trenutku t električna energija proizvodi sa onom aktivnom i reaktivnom snagom s kojom se i troši. Naravno, u potrošnju aktivne i reaktivne snage uračunati su i gubici obe snage, koji nastaju na njihovom "putu" od generatora do potrošača.

19

Iz prve od navedenih suštinskih karakteristika električne energije (nužnosti za bilansom snaga, a ne samo energija) sledi činjenica da je problem bilansa električne energije dinamički problem. To znači da se električne snage, koje se bilansiraju, menjaju u vremenu. Te promene su izazvane promenama potrošnje u vremenu. Da bi se bilans snaga održavao, nužno je da se promene potrošnje prate sa odgovarajućim promenama proizvodnje. Promene proizvodnje u EES ne mogu spontano da prate promene potrošnje, pa se zato u EES ugrañuje automatska kontrola – regulacija elektroenergetskog bilansa. Ona je dvojaka: 1 – automatska regulacija aktivnih snaga (i učestanosti) – automatska Pf regulacija (paragraf 4.2.1) i 2 – automatska regulacija reaktivnih snaga i napona – automatska QV regulacija (paragraf 4.2.2). Primenom atomatske Pf regulacije kontinualno se realizuje bilans aktivnih snaga (proizvodnje aktivne snage elektrana se automatski menjaju da bi se pratile promenljive potrošnje aktivne snage potrošača), s referentnom (obično nominalnom) učestanošću. Ova regulacija je inherentna proizvodno-prenosnom sistemu. Primenom automatske QV regulacije se kontinualno realizuje bilans reaktivnih snaga (proizvodnje reaktivne snage sinhronih generatora i ostalih resursa reaktivne snage se automatski menjaju da bi se pratile promenljive potrošnje reaktivne snage potrošača), s naponima koji se nalaze unutar specificiranih tehničkih granica. Ova regulacija je rasprostrta u celom EES – i u proizvodno-prenosnom i u distributivno-potrošačkom sistemu. Na kraju se ponovo napominje sledeće: prelazni procesi (režimi) – procesi prelaska iz jednog u drugo stacionarno stanje EES, ne razmatraju se u ovoj knjizi. Ono što jeste od interesa za ovu knjigu to su konačne promene stanja – kada je EES definitivno prešao iz jednog i ustalio u drugom stacionarnom stanju, sa realizovanim bilansom snaga. To je statika EES. Matematički modeli s kojima se opisuju stacionarni bilansi EES – matematički modeli elektroenergetskog bilansa, sa odgovarajućim proračunima, opisani su u glavi 5. Teorijski, matematički modeli elektroenergetskog bilansa mogu da se rade za ceo EES, koji se sastoji od podsistema proizvodnje, prenosa, distribucije i potrošnje. U takvom prilazu, zbog veličine EES (vrlo veliki broj čvorova), matematički modeli bi bili vrlo velikih dimenzija, a računarsko vreme potrebno da se ti modeli obrade – takoñe vrlo veliko. S obzirom da različiti podsistemi velikih EES pripadaju različitim kompanijama (npr. proizvodno-prenosni deo jednoj ili dve kompanije, a distribucija jednoj ili više drugih kompanija, pri čemu neposredna potrošnja ponekad predstavlja podsistem za sebe), elektroenergetski bilansi se za proizvodno-prenosni i distributivni(ne) sistem(e) rade svaki za sebe. Kada je reč o elektroenergetskom bilansu proizvodno-prenosnog sistema, tada su generatori – elektrane izvori energije, a napojne transformatorske stanice distributivnih mreža – potrošači (TS VN/SN). Kada je reč o tokovima snaga distributivno-potrošačkog sistema, tada su napojne transformatorske stanice distributivnih mreža (i eventualno priključeni distributivni generatori) izvori energije, a neposredni potrošači predstavljaju potrošnju sistema. Distributivne mreže koje pripadaju jednom preduzeću uglavnom su tako velikih dimenzija da se i njihovi elektroenergetski bilansi za srednjenaponsku mrežu (npr. 10, 20 i 35 kV) i za niskonaponsku mrežu (npr. 0.4 kV) razmatraju odvojeno. U prvom slučaju, napojne transformatorske stanice su ponovo izvori, a potrošnja se koncentriše na distributivne transformatore (npr. 20/0.4 ili 10/0.4 kV/kV) – potrošači. U drugom slučaju, distributivni transformatori su izvori, a potrošnju čine neposredni potrošači, koji su priključeni na NN mrežu.

4.2 AUTOMATSKA REGULACIJA ELEKTROENERGETSKIH SISTEMA

20

Osnovni smisao automatske regulacije aktivnih snaga i učestanosti (automatska Pf regulacija) i automatske regulacije reaktivnih snaga i napona (automatska QV regulacija) nalazi se u kontinualnoj realizaciji bilansa aktivnih i reaktivnih snaga EES s promenljivom potrošnjom. Prva je inherentna praktično isključivo proizvodno-prenosnim sistemima, a druga je zastupljena i u distributivno-potrošačkim sistemima EES. Ideje Pf i QV regulacije se razmatraju na primeru pojednostavljenog proizvodno-prenosnog sistema koji je prikazan na Slici 4.2.1. Potrošnju prikazanog sistema prestavlja distributivnopotrošački sistem sa uključenom distributivnom mrežom i neposrednim potrošačima. Taj sistem počinje na transformatoru priključenom u čvoru br. 2, kojim se električna energija iz prenosne mreže predaje distributivnoj mreži. Transformator je obično regulacioni, s regulacijom pod opterećenjem. Namenjen je kontroli napona na ulazu u potrošačko područje. Ta kontrola se obično sastoji od održavanja napona sekundara transformatora na izabranim vrednostima, "nezavisno" od naponskih prilika u sistemu. (Regulacija distributivno-potrošačkog sistema biće razmotrena posebno.) Sa VAR sistem je označen ureñaj za proizvodnju/apsorpciju reaktivne snage, kojim se kompenzuje reaktivna snaga u prenosnoj mreži u smislu da se njime apsorbuju njeni "viškovi", odnosno njime se proizvodi reaktivna snaga kada ona u sistemu nedostaje. To može da bude baterija kondenzatora (proizvodnja reaktivne snage), prigušnica (apsorpcija reaktivne snage), sinhroni kompenzator ili statički VAR sistem (proizvodnja, ili apsorpcija reaktivne snage). Elektrana služi za proizvodnju aktivne snage i proizvodnju/apsorpciju reaktivne snage, kao i proizvodnju napona. Elektrana se sastoji od jednog bloka generator-transformator, s turbinom kao pogonskom mašinom – PM. Snaga turbine se menja promenom dotoka radnog fluida (vode ili pare), što za rezultat ima promenu aktivne snage generatora. Promena dotoka fluida se kontroliše promenom otvora turbinskog zatvarača. Ta kontrola se realizuje automatskim regulatorom snage – turbinski regulator ARSPM. Pored proizvodnje aktivne snage, elektrana, sa sinhronim generatorom, ključni je resurs za proizvodnju/apsorpciju reaktivne snage i proizvodnju napona. Te proizvodnje (apsorpcija) se kontrolišu pobudom sinhronog generatora (naponom pobudnog namotaja na rotoru generatora). Ta kontrola se realizuje automatskim regulatorom napona ARNG. Blok-transformator najčešće je regulacioni s regulacijom u beznaponskom stanju. Kako je već rečeno u Paragrafu 4.1.1, on je namenjen je prilagoñenju mašine mreži u smislu efikasnog korišćenja njenih kapaciteta za proizvodnju/apsorpciju reaktivne snage i proizvodnju napona.

ELEKTRANA PG 1 PM

G

ω

ka pobudi sinhronog generatora

ARN G ka turbinskom zatvaraču

POTROŠAČ

VOD

∆PT , ∆QT ∆PV , ∆QV

Uˆ 2

Uˆ1

U1 f

VAR sistem

P2′

2

Q2′ ka regulacionom prekidaču

U 2′

U 2′

ARN T

ARSPM

21

Slika 4.2.1 – Jednostavan proizvodno-prenosni sistem za demonstraciju regulacije aktivnih snaga i učestanosti (Pf regulaciona kontura) i regulacije reaktivnih snaga i napona (QV regulaciona kontura)

4.2.1 AUTOMATSKA PF REGULACIJA Automatska Pf regulacija se vrši automatskim regulatorima (ARSPM – Slika 4.2.1). To su vrlo su složeni ureñaji i ne obrañuju u ovoj knjizi. Ovde se ne razmatraju niti dinamika njihovog delovanja. Ono što jeste predmet ove knjige to su efekti koje oni proizvedu u sistemu posle završetka njihovog delovanja. U ovom paragrafu se prvo izlaže ideja automatske Pf regulacije, a zatim se prikazuje njena praktična realizacija i u izolovanim i u povezanim (interkonektivnim) EES.

4.2.1.1 Ideja automatske Pf regulacije Neka se razmata proizvodno-prenosni sistem sa samo jednim generatorom kojim se pokriva celokupna potrošnja aktivne snage sistema s gubicima. Spontani rezultat promene potrošnje pri fiksiranoj proizvodnji aktivne snage generatora jeste promena učestanosti EES. Povećanje potrošnje aktivne snage praćeno je padom učestanosti, a smanjenje potrošnje aktivne snage praćeno je porastom učestanosti. Dakle, pri povećanju (smanjenju) potrošnje, učestanost EES bi se smanjivala (povećavala) sve do raspada (kolapsa) sistema. Isti bi se efekti dobili kada bi se menjala proizvodnja, za fiksiranu potrošnju. Pri povećanju (smanjenju) proizvodnje učestanost EES bi se povećavala (smanjivala) sve do raspada sistema. Da bi se spontani raspad sprečio, u EES se ugrañuje sistem automatske regulacije aktivnih snaga i učestanosti – automatska Pf regulacija. On se realizuje automatskim regulatorima (ARSPM na Slici 4.2.1) koji, saglasno sa svojim zakonima regulacije, deluju na turbinske zatvarače u smislu povećanja (smanjenja) dotoka radnog fluida u turbine, što za direktan rezultat ima povećanje (smanjenje) proizvodnje aktivne snage generatora elektrana. Njihov uobičajeni zakon regulacije prikazan je karakteristikom 1 na slici 4.2.1.1.1. Ona je nacrtana u koordinatnom sistemu f (učestanost sistema) – PG (proizvodnja aktivne snage na priključku blok-transformatora na mrežu – vod; snaga generatora je veća od ove snage za gubitke na blok-transformatoru). Neka se razmatra sistem sa uspostavljenim stacionarnim bilansom snaga. Sa zakona regulacije regulatora se vidi da se, ako sistem radi u stacionarnom stanju s nominalnom učestanošću, npr. f n = 50Hz , elektrana nalazi u radnoj tački A, sa aktivnom snagom proizvodnje PG = PGA . S obzirom na pretpostavljeni stacionarni bilans aktivnih snaga, snaga PGA je upravo jednaka potrošnji aktivne snage P2′ zajedno s gubicima na vodu ∆PV i transformatoru ∆PT . Zakon regulacije 1 govori još o tome kako bi turbinski regulator delovao kada bi, iz ma kojih razloga, učestanost sistema počela da se menja: njime bi se obezbeñivao odgovarajući dotok (vode, pare) u turbinu upravo toliki da snaga generatora bude jednaka ordinati zakona regulacije 1, za promenjenu radnu učestanost sistema nanetu na apscisi dijagrama prikazanog na Slici 4.2.1.1.1.

22

PG

C PGC

D PGD

PGB

karakteristika 2

B

PGA A

∆P

α karakteristika 1

∆f < 0

f n = 50 Hz

f

Slika 4.2.1.1.1 -- Zakon regulacije turbinskog regulatora

Dakle, zakon regulacije (karakteristika regulacije) turbinskog regulatora predstavlja pravu liniju (Slika 4.2.1.1.1). Ta linija, kao i svaka prava, može jednoznačno da se odredi sa dva parametra – baznom snagom (PGA) i nagibom (tgα). Oni su prikazani na Slici 4.2.1.1.1. Ta dva parametra mogu da se podešavaju na turbinskom regulatoru ARSPM . U vezi sa zakonom regulacije potrebno je da se naglasi da ona mora da ima negativan nagib da bi regulacija delovala "stabilišuće". Naime, samo s negativnim nagibom, zakonom regulacije se obezbeñuje povećanje proizvodnje elektrane pri padu učestanosti i obrnuto. Kada bi zakon regulacije imao pozitivan nagib, tada bi pad učestanosti (izazvan manjkom proizvodnje) izazvao smanjenje proizvodnje elektrane što je suprotno potrebama sistema. Ako je razmatrana elektrana jedina elektrana u sistemu, onda njena radna tačka A (prikazana na Slici 4.2.1.1.1) predstavlja istovremeno i radnu tačku sistema u smislu da je njena proizvodnja aktivne snage jednaka s potrošnjom i gubicima aktivne snage sistema. Kada bi se, u situaciji bilansa snaga u sistemu s nominalnom učestanošću, zakon regulacije elektrane promenio, tada bi se i radna tačka elektrane promenila. U vezi s tim mogu da se razmotre dve varijante, svaka za drugačiju promenu zakona regulacije. Te promene bi mogle da se realizuju odgovarajućim promenama podešenja bazne snage i eventualno nagiba zakona regulacije. To su: 1 – Povećanje bazne snage – podizanje zakona regulacije po ordinati (jednovremena promena i nagiba bila bi moguća, ali bi on, iz već navedenih razloga, morao ostati negativan); za fiksiranu snagu potrošnje, rezultat takve promene podešenja regulatora bio bi promena radne tačke elektrane (sistema) sa ordinatne ose dijagrama u tačku sa istom ordinatom ali povećanom učestanošću (prvi kvadrant dijagrama na Slici 4.2.1.1.1); 2 – Smanjenje bazne snage – spuštanje zakona regulacije po ordinati (promena nagiba bila bi ponovo moguća); za fiksiranu snagu potrošnje, rezultat takve promene podešenja regulatora bio bi promena radne tačke elektrane (sistema) sa ordinatne ose dijagrama u tačku ponovo sa zadržanom ordinatom, ali sada sa smanjenom učestanošću (drugi kvadrant dijagrama na Slici 4.2.1.1.1). Dakle, u obe situacije, učestanost ne bi više bila nominalna: u prvoj bi bila veća, a u drugoj manja od nominalne. Sada može da se razmotri delovanje regulacije, sa specificiranim zakonom regulacije (karakteristika 1 na Slici 4.2.1.1.1), prilikom promene u bilansu aktivnih snaga. Neka u situaciji u kojoj se nalazi sistem (radna tačka je A) doñe do promene potrošnje za ∆P (npr. ∆P < 0 zato što je priključen novi potrošač na sistem). To znači da se desio debalans aktivne snage sistema. Spontana reakcija sistema jeste početak pada učestanosti, od nominalne f n na levo, saglasno sa strelicom na apscisi Slike 4.2.1.1.1. Sada, "forsirano" (automatski) stupa u dejstvo regulator ARSPM, kojim se, za 23

tekuću vrednost učestanosti na apscisi, obezbeñuje snaga proizvodnje elektrane jednaka ordinati zakona regulacije 1. Dakle, radna tačka elektrane će se kretati od tačke A prema tački B, po zakonu regulacije 1. Kad se proizvodnja elektrane poveća za iznos nove priključene potrošnje ∆P (sa uvaženom promenom gubitaka), pad učestanosti se zaustavlja, pa sistem radi u novom stacionarnom režimu, s novim bilansom aktivnih snaga, čiji je reprezent radna tačka elektrane (sistema) B. Ono što novom bilansu nedostaje jeste nominalna učestanost sistema. Aktuelna učestanost se od nominalne razlikuje za odstupanje učestanosti ∆f : ∆f = f − f n

(4.2.1.1.1)

Tako, posle zaustavljanja pada učestanosti i realizacije novog bilansa snaga u sistemu, regulacija ipak još uvek nije završena – vrednost učestanosti treba da bude vraćena na nominalnu. To je nužno da bi se EES vratio u referentnu situaciju (s referentnom – nominalnom učestanošću), u odnosu na koju treba da se procenjuju novi debalansi aktivnih snaga sistema. Vraćanje učestanosti na nominalnu vrednost, iz režima sistema čiji je reprezent radna tačka B, može da se jednostavno izvrši promenom zakona regulacije elektrane tako što joj se, umesto zakona regulacije 1, nametne zakon regulacije 2 (karakteristika 2 na slici 4.2.1.1.1). Ta karakteristika ne mora, ali može da bude paralelna s prvom (kao što je to prikazano na Slici 4.2.1.1.1), ali njena ordinata za nominalnu učestanost (bazna snaga) svakako mora da bude veća upravo za prethodno nastali debalans u sistemu ∆P. Zakon regulacije 1 se menja u 2 promenom podešenja bazne snage sa vrednosti PA na vrednost PA–∆P (povećanje bazne snage pošto je u pitanju oduzimanje negativne vrednosti), zadržavajući isto podešenje nagiba tgα (što nije nužno, osim da nagib mora da bude negativan). Razmatrani debalans ∆P nije teško da se utvrdi, i to na više načina: 1 – direktno, na osnovu neposrednog uvida u instrumente koji pokazuju snagu proizvodnje elektrane, 2 – indirektno, na osnovu razlike izmeñu ordinata tačaka B i A zakona regulacije i 3 – indirektno, na osnovu odstupanja učestanosti (4.2.1.1.1) i poznatih parametara (nagiba tgα ) zakon regulacije 1: ∆P = −∆ftgα ,

(4.2.1.1.2)

pri čemu znak "–" znači da je u pitanju manjak proizvodnje (proizvod ∆ftgα pozitivan je broj pošto je promena učestanosti negativna isto kao i tangens tupog ugla koji karakteristika 1 zaklapa sa apscisom). Očigledno je da je zakon regulacije 2 takav da je elektrana sada "prinuñena" da za istu učestanost daje snagu za ∆P veću nego kada bi na regulatoru bio podešen zakon regulacije 1. Zato, posle promene podešenja regulacije, kada na snagu stupa zakon regulacije 2, elektrana, odnosno sistem prelazi u novu radnu tačku C – Slika 4.2.1.1.1. Prelaz iz radne tačke B u C praktično je trenutan, tj. on traje onoliko vremena koliko je potrebno da se turbinski zatvarač otvori saglasno sa snagom koju diktira zakon regulacije 2. U radnoj tački C očigledno je da u sistemu ima viška aktivne snage (PGC > PGB). Takva situacija za spontanu sistemsku posledicu mora da ima porast učestanosti; a ovaj porast, sa svoje strane, za posledicu mora da ima forsirano (automatsko) smanjenje proizvodnje elektrane, odnosno kretanje radne tačke sistema od C ka D, saglasno sa strelicom na zakonu regulacije 2 slike 4.2.1.1.1. Očigledno je da će se dinamika sistema izazvana delovanjem regulacije završiti u tački D u kojoj je PGD = PGB, kada je realizovan isti bilans aktivnih snaga kao u tački B, ali sada s nominalnom učestanošću. To je rezultat izbora zakona regulacije 2 koja je, u odnosu na zakon regulacije 1, po ordinati podignuta upravo za nastali debalans aktivnih snaga ∆P . 24

Na ubrzavanje rotora generatora i turbine elektrane prilikom prelaza iz radne tačke C u D, utrošeno je upravo onoliko energije koliko je iz njih iscrpljeno prilikom njihovog usporavanja, tj. prilikom prelaza sistema iz radne tačke A u B. S ovim je potpuno završen regulacioni ciklus automatske Pf regulacije razmatranog EES. Taj ciklus se sastoji od dva koraka: 1 – zaustavljanje pada učestanosti realizacijom bilansa aktivnih snaga na učestanosti koja nije nominalna (prelaz iz radne tačke A u B) i 2 – odreñivanje nastalog debalansa aktivnih snaga ( ∆P = −∆ftgα ) i vraćanje učestanosti na nominalnu, tj. realizacija novog bilansa snaga s nominalnom učestanošću, promenom zakona regulacije turbinskog regulatora. Naravno, ciklus s takvim ishodom jeste moguć samo ako elektrana koja je radila u radnoj tački A, sa snagom PGA, ima dovoljno rezerve za proizvodnju snaga PGB i PGC. Korak 1 čini (automatsku) primarnu regulaciju, a korak 2 – (automatsku) sekundarnu regulaciju aktivnih snaga i učestanosti. U okviru napred opisanog regulacionog ciklusa potrebno je da se istakne način odreñivanja nastalog debalansa. Naime, debalans snaga u sistemu je indirektno odreñen na osnovu podataka koji su neposredno (direktno) dostupni, a to su: 1 – promena učestanosti sistema ( ∆f ) i 2 – nagib unapred podešenog zakona regulacije ( tgα ), prema relaciji (4.2.1.1.2). Dakle, napred opisanom idejom automatske Pf regulacije, kontinualno se realizuje stacionarni bilans promenljive aktivne snage potrošnje (sa uračunatim gubicima) i proizvodnje, kao što se kontinualno reguliše – održava na konstantnoj vrednosti učestanost sistema u stacionarnom stanju. Svaka drugačije zasnovana Pf regulacija, npr. ona koja bi bila zasnovana na ma kako složenom informacionom sistemu kojim bi se povezali potrošači sa elektranama, s ciljem da se sa strane potrošača prenose informacije elektranama o promenama njihove potrošnje, te tako usaglašava proizvodnja svih elektrana s promenljivom potrošnjom svih potrošača, za EES s vrlo mnogo potrošača, ali i sa više elektrana koje učestvuju u regulaciji, bila bi besmislena. Kada je u pitanju uobičajen EES – sistem s više potrošača i elektrana koje učestvuju u Pf regulaciji, napred opisani princip regulacije se samo kvantitativno usložnjava. On je opisan u dve tačke koje slede.

4.2.1.2 Izolovan sistem U ovoj tački se prikazuje realizacija ideje automatske Pf regulacije u izolovanom EES. Takav je onaj sistem koji nije (interkonektivnim) vodovima i transformatorima povezan sa susednim sistemima, ili ako jeste, prekidači su na tim elementima otvoreni. U takvom sistemu, bilans aktivnih snaga i regulacija učestanosti se nužno realizuju isključivo sopstvenim elektranama koje učestvuju u primarnoj i/ili sekundarnoj regulaciji. Sistem Pf regulacije se sastoji od podsistema primarne i podsistema sekundarne regulacije. Prvi je raspodeljen na regulacione elektrane koje učestvuju u primarnoj – primarne elektrane, a drugi na regulacione elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji – sekundarne elektrane. Ostale elektrane u sistemu ne učestvuju u Pf regulaciji. Neka su sve regulacione elektrane indeksirane prirodnim brojevima i neka skupove A i B čine skupovi indeksa primarnih i sekundarnih elektrana, respektivno. Ta dva skupa ne moraju da budu disjunktna (mogu da postoje elektrane koje učestvuju i u primarnoj i u sekundarnoj regulaciji), niti indeksi iz unije ta dva skupa iscrpljuju indekse svih elektrana u sistemu (mogu da postoje 25

elektrane u sistemu koje ne učestvuju ni u primarnoj niti u sekundarnoj regulaciji). Ako je nagib (tgα) zakona regulacije elektrane (njenog regulatora) podešen na nulu (karakteristika regulacije je paralelna sa apscisom na Slici 4.2.1.1.1), za tu regulacionu elektranu se kaže da je podešena da radi sa astatičkom karakteristikom. Sa aspekta regulacije, takva elektrana je ekvivalentna elektrani bez turbinskog regulatora. U oba slučaja, takva elektrana ne učestvuje u primarnoj regulaciji – nije primarna: tg αi = 0. Njena snaga je uvek bazna, nezavisna od učestanosti sistema. Elektrana sa indeksom i, sa turbinskim regulatorom koji je podešen tako da je tgαi < 0, jeste primarna (i ∈ A). Pomenuti tangens ugla naziva se koeficijentom primarne regulacije – ki′ = tg αi . Njegova recipročna vrednost s promenjenim znakom ks′i = −1 / tg αi = −1 / ki′ naziva se koeficijentom statizma primarne regulacije. Očigledno je da ako elektrana učestvuje samo u sekundarnoj regulaciji, onda njena karakteristika regulacije mora da bude astatička, s obzirom da bi u suprotnom slučaju ta elektrana delovala promenom snage proizvodnje na promenu učestanosti, a to je karakteristično samo za primarne elektrane. Sekundarnoj elektrani sa indeksom l, nezavisno od toga da li je i primarna, pridružuje se koeficijent učešća u sekundarnoj regulaciji – koeficijent sekundarne regulacije kl′′ (l ∈ B). Za koeficijente svih sekundarnih elektrana (uključene i one koje participiraju i u primarnoj regulaciji) važe relacije:

ki′′ ≥ 0 Λ

∑ k ′′ = 1 . i

i∈B

(4.2.1.2.1)

Smisao takvih vrednosti koeficijenta sekundarne regulacije biće obrañen u tekstu koji sledi. U svakom slučaju, elektrana ima samo jedan turbinski regulator koji podržava primarnu i/ili sekundarnu regulaciju. Automatska Pf regulacija jeste raspodeljena na primarne i sekundarne elektrane, ali se ona koordiniše – njeni parametri se zadaju centralizovano, u centru voñenja – dispečerskom centru sistema. Naime, u unapred odreñenim trenucima dana (odnosno po potrebi), u dispečerskom centru se zadaju vrednosti koeficijenata primarne i sekundarne regulacije svih regulacionih elektrana. Zadavanje vrednosti tih koeficijenata znači: 1) odreñivanje tih vrednosti u dispečerskom centru, 2) prenos tih vrednosti usmeno posadama elektrana koje podešavaju regulatore svojih elektrana, odnosno daljinsko podešavanje parametara regulatora elektrana bez učešća posade elektrane. Na osnovu tih podešenja, regulacione elektrane učestvuju u automatskoj Pf regulaciji sve dok se ta podešenja ne promene. Iako vrednosti koeficijenata regulacije mogu da budu i rezultat složenih optimizacionih procedura, ovde se navodi sledeća vrlo jednostavna, ali i vrlo prirodna logika za njihov izbor: vrednosti tih koeficijenata se biraju tako da svaka elektrana participira u pokrivanju debalansa aktivne snage sistema srazmerno s njenom snagom, odnosno, češće, saglasno s njenom rezervom snage (razlikom maksimalne i aktuelne snage). Delovanje automatske Pf regulacije izolovanog EES 1.

1

Neka izolovani sistem radi u stacionarnom režimu s referentnom1, obično nominalnom učestanošću ( f n ) i neka su koeficijenti primarnih i sekundarnih elektrana zadati. Dakle, automatski regulatori su podešeni prema specificiranim baznim snagama i specificiranim

Ponekad se dopušta da sistem radi u stacionarnom režimu sa učestanošću koja nije nominalna. Ta učestanost se tada naziva referentnom. U takvim situacijama odstupanje učestanosti se računa u odnosu na referentnu učestanost.

26

2.

koeficijentima primarne i sekundarne regulacije. Elektrana s koeficijentom primarne regulacije jednakim nuli ne učestvuje u primarnoj regulaciji. Isto važi i za koeficijent sekundarne regulacije i učešće elektrane u sekundarnoj regulaciji. Za elektrane koje ne učestvuju u regulaciji oba koeficijenta su jednaka nuli. Neka se desio debalans aktivne snage ∆P. Njegova vrednost može da bude negativna (povećana potrošnja i/ili smanjena proizvodnja), ili pozitivna (smanjena potrošnja i/ili povećana proizvodnja). Neka je debalans koji se dogodio negativan (∆P < 0). (Logika delovanja regulacije posle pozitivnog debalansa ista je sa ovom koja se razmatra.)

(Početak delovanja primarne regulacije) 3. 4.

5.

Negativan debalans izaziva spontani pad učestanosti sistema. Pad učestanosti izaziva automatsko delovanje primarne regulacije svih primarnih elektrana, tj. kretanje njihovih radnih tačaka na levo duž njihovih karakteristika regulacije – zakon (karakteristika) regulacije 1 na Slici 4.2.1.1.1. To kretanje se sastoji od povećavanja njihovih snaga proizvodnje. Povećanje snaga proizvodnje primarnih elektrana dovodi do zaustavljanja pada učestanosti na novoj stacionarnoj vrednost koja je jednaka u celom sistemu, pa i u njegovom dispečerskom centru. Dakle, nove radne tačke svih primarnih elektrana (tačka B na Slici 4.2.1.1.1), jednako su udaljene od ordinata dijagrama regulacije svih primarnih elektrana (odstupanje učestanosti od referentne vrednosti na svakoj elektrani je isto). Bilans (jednakost) snaga potrošnje s gubicima i snaga proizvodnje u sistemu ključan je rezultat na kraju delovanja primarne regulacije. Dakle, u sistemu je uspostavljen bilans aktivnih snaga, ali učestanost nije nominalna.

(Kraj delovanja primarne i početak delovanja sekundarne regulacije) 6.

Odreñivanje regulacione greške sistema u dispečerskom centru, na osnovu poznatog (lokalno izmerenog) odstupanja učestanosti ∆f i poznatih (iz dispečerskog centra unapred zadatih) koeficijenata primarne regulacije svih primarnih elektrana – ki′, i ∈ A : ∆P RG = −∑ ki′∆f .

(4.2.1.1.2)

i∈ A

Vrednost regulacione greške je vrlo dobra aproksimacija debalansa u izolovanom sistemu. S obzirom da je odstupanje učestanosti negativno i da su koeficijenti primarne regulacije takoñe negativni brojevi, to je regulaciona greška, zbog negativnog znaka ispred sume – negativan broj. To ukazuje na to da se dogodio debalans s manjkom snage u sistemu. Regulaciona greška (4.2.1.1.2) se od debalansa aktivne snage razlikuje za promenu potrošnje na svim potrošačima usled smanjenja učestanosti (efekat samoregulacije potrošnje aktivne snage po učestanosti – ∆Ppot ). Zato, preciznija definicija regulacione greške glasi: ∆P RG = −∑ ki′∆f + i∈A

∑p

l∈POT

fl

∆f ,

(4.2.1.1.3)

pri čemu je sa p fl označen koeficijent samoregulacije aktivne snage potrošnje l-tog potrošača po učestanosti (Deo 3.1), a sa POT skup indeksa svih potrošača sistema. Definisanje regulacione greške izrazom (4.2.1.1.3) umesto sa (4.2.1.1.2) jeste preciznije, ali zahteva poznavanje koeficijenata samoregulacije potrošnje.

27

7.

''Saopštavanje'' centralno izračunate regulacione greške ∆P RG svim elektranama. Automatsko ili ručno podešavanje baznih snaga automatskih regulatora svih sekundarnih elektrana na nove vrednosti veće u odnosu na tekuće za iznose: − ki′′∆P RG , i ∈ B .

8.

9.

(4.2.1.1.4)

Dakle, zakoni regulacije svih sekundarnih elektrana biće prepodešeni za odgovarajuće iznose (4.2.1.1.4). To znači da će ti zakoni regulacije biti podignuti po ordinati za iznose (4.2.1.1.4). Paralelno podizanje nije nužno, ali njihov negativan nagib jeste. S obzirom na relaciju (4.2.1.1.4), kao i na to da su koeficijenti sekundarne regulacije pozitivni brojevi, očigledno je da će se na svim sekundarnim elektranama povećati bazne snage saglasno s novim radnim tačkama. U toj situaciji učestanost sistema je i dalje manja od nominalne, a izolovani sistem se nalazi u situaciji s viškom snage proizvodnje s obzirom da je debalans već bio pokriven na kraju delovanja primarne regulacije. Nužna posledica ove situacije jeste povećanje učestanosti, što sada, zbog delovanja primarne regulacije u obrnutom smislu nego posle nastanka debalansa, izaziva pad proizvodnje na svim primarnim elektranama. Radne tačke svih primarnih elektrana se kreću duž svojih prepodešenih zakona regulacije. One će se kretati sve dok ima viška proizvodnje, a ovaj će višak nestati kada se učestanost izjednači s nominalnom. Ako je regulaciona greška bila odreñena bez uvažavanja samoregulacije potrošnje (4.2.1.1.2), onda bi se povećanje učestanosti zaustavilo na vrednosti neznatno različitoj od nominalne. Tada bi Pf regulacija, teorijski, ponovo stupila u dejstvo i definitivno vratila učestanost na nominalnu vrednost.

(Kraj delovanja sekundarne regulacije) Samo radi teorijske konzistentnosti, potrebno je da se navede još jedna nepreciznost kod utvrñivanja debalansa sistema (koja nema praktičnu vrednost). Naime, kada bi se poznavali koeficijenti primarne regulacije elektrana i koeficijenti samoregulacije potrošača, tada bi debalans aktivne snage sistema mogao da se izračuna primenom relacije (4.2.1.1.3). Tako izračunati debalans bi bio jednak razlici dodatnog delovanja primarnih elektrana i smanjenja potrošnje, ali i promene gubitaka u sistemu koja bi se desila zbog promenjenih tokova aktivnih snaga. Kada bi se povećala proizvodnja elektrana za ukupan iznos regulacione greške (4.2.1.1.3), u sistemu bi se uspostavio novi režim, s tokovima snaga koje nikako ne bi bile jednake sa onima pre nastanka debalansa, niti sa onima posle zaustavljanja pada učestanosti delovanjem primarnih elektrana i smanjenaja potrošnje radi delovanja samoregulacije. To bi bila posledica toga što bi se, sada, snaga jednaka dodatnoj snazi primarnih elektrana isporučivala sistemu iz načelno drugih – sekundarnih elektrana, a elektrane koje su isključivo primarne vratile bi svoje proizvodnje na bazne vrednosti. Zato bi i vrednosti odgovarajućih gubitaka aktivne snage bile drugačije od vrednosti u oba pomenuta slučaja. Dakle, opet samo teorijski, učestanost ne bi bila vraćena na nominalnu vrednost, pa bi sekundarna regulacija teorijski ponovo stupila u dejstvo i, sada bi se i teorijski definitivno, učestanost vratila na nominalnu vrednost. Ovo izlaganje, iako nema praktičnu vrednost, teorijski potvrñuje kvalitet ideje automatske Pf regulacije. Ako se u sistemu, umesto negativnog, desio pozitivan debalans (smanjena potrošnja i/ili povećana proizvodnja), učestanost bi počela da raste, što bi bilo propraćeno smanjenjem proizvodnje primarnih elektrana, čime bi se porast učestanosti zaustavio. Novom bilansu snaga bi nedostajala nominalna učestanost. Iz takvog (pozitivnog) odstupanja učestanosti, izračunala bi se pozitivna regulaciona greška prema izrazu (4.2.1.1.2) ili (4.2.1.1.3). Ona bi se prenela sekundarnim elektranama, pa bi one reagovale smanjenjem svojih baznih snaga. To smanjenje bi izazvalo realizaciju definitivnog novog bilansa na nominalnoj učestanosti. Dakle, smisao primarne regulacije u izolovanom sistemu sastoji se od: 28

1. 2.

detekcije debalansa snaga u sistemu (detekcije odstupanja učestanosti), zaustavljanja promene učestanosti, tj. uspostavljanja "privremenog" bilansa snaga proizvodnje i potrošnje s gubicima, ali na učestanosti koja odstupa od nominalne vrednosti. Smisao sekundarne regulacije u izolovanom sistemu sastoji se od:

1. 2.

odreñivanja vrednosti nastalog debalansa, vraćanja učestanosti na nominalnu vrednost, tj. uspostavljanja definitivnog bilansa snaga proizvodnje i potrošnje s gubicima, na nominalnoj učestanosti.

Iz opisa delovanja Pf regulacije (izolovanog sistema) očigledno je da primarna regulacija prethodi u vremenu sekundarnoj, odnosno da delovanje sekundarne regulacije počinje (sa proračunom debalansa) posle zaustavljanja promene učestanosti. Takvo "čekanje" sekundarne na završetak primarne regulacije rezultat je vremenskog rasprezanja (vremenske dekompozicije) dva regulaciona kruga Pf regulacije – primarni i sekundarni regulacioni krug. Pod vremenskim rasprezanjem se podrazumeva: 1 – delovanje primarne regulacije na promenu učestanosti praktično bez ikakvog vremenskog kašnjenja – "zatezanja" (osim onog koje je nužno da bi se obezbedila sigurna informacija o dešavanju debalansa – promene učestanosti) i 2 – početak delovanja sekundarne regulacije sa vremenskim kašnjenjem, kada se očekuje da je delovanje primarne regulacije završeno. Vremensko kašnjenje se realizuje specifikacijom većih vremenskih konstanti delovanja sekundarne u odnosu na primarnu regulaciju. Još jednom: definitivan smisao automatske regulacije aktivnih snaga i učestanosti – automatske Pf regulacije u izolovanom sistemu – jeste automatsko kontinualno održavanje bilansa aktivne snage proizvodnje i promenljive aktivne snage potrošnje u sistemu – praćenje promenljive potrošnje sa odgovarajućom proizvodnjom aktivne snage. Pri tom, i učestanost se održava na referentnoj vrednosti (obično nominalnoj). Dakle, učestanost se održava na referentnoj vrednosti da bi narušavanje te reference bilo indikator pojave debalansa aktivne snage, odnosno inicijativa početka delovanja Pf regulacije. Svi drugi razlozi za kontrolu učestanosti, npr. oni da bi se brzine naizmeničnih obrtnih mašina kontrolisale konstantnom učestanošću i slično, od sekundarnog su značaja za naizmeničnu elektroenergetiku. U sistem automastke Pf regulacije se uključuju (primarne i sekundarne) elektrane koje imaju regulacione mogućnosti. To su: 1 – akumulacione hidro-elektrane, u kojima se raspolaže sa akumulisanom vodom koja bi mogla da se iskoristi za povećanje snage elektrane, ili sa rezervom u akumulacionom bazenu da se akumuliše voda usled smanjenja snage, 2 – termo-elektrane sa rezervnom akumulacijom pare na nivou nekoliko procenata snage elektrane i 3 – gasne elektrane čija snaga može da se menja brzo. Pošto se trend promene potrošnje (aktivne snage) prati blagovremenim uključivanjem na sistem i isključivanjem sa sistema baznih elektrana, koje nisu uključene u sistem automatske Pf regulacije (elektrane s jeftinom proizvodnjom – termoelektrane, nuklearne elektrane i protočne hidro-elektrane), u sistem automatske Pf regulacije se uključuju elektrane sa rezervnom snagom od svega nekoliko procenata ukupne potrošnje sistema. Takav iznos regulacione snage se opravdava time da se regulacionim elektranama prate male i iznenadne promene potrošnje, a da se velike i očekivane promene prate blagovremenim angažovanjem baznih elektrana. *********************** Primer P4.2.1.2.1 Razmatra se izolovan EES u stacionarnom stanju. Pet elektrana učestvuje u primarnoj regulaciji. Njihovi koeficijenti statizma (primarne regulacije) iznose: 29

k s′1 =

1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz , k s′2 = , k s′3 = , k s′4 = , k s′5 = . 50 MW 45 MW 20 MW 30 MW 55 MW

Prve tri elektrane učestvuju i u sekundarnoj regulaciji sa sledećim koeficijentima sekundarne regulacije:

k1′′ = 0.3 , k 2′′ = 0.3 , k3′′ = 0.4 ( k4′′ = k5′′ = 0 ). Neka se desio debalans od –50MW (povećana potrošnja). a) Izračunati učestanost sistema posle završetka delovanja primarne regulacije i povećanje snage svake od primarnih elektrana. b) Izračunati povećanje snage svake od pet elektrana sistema posle završetka delovanja sekundarne regulacije. U proračunima zanemariti promene potrošnje potrošača u stanju posle završetka primarne regulacije, kao i promene gubitaka u oba stanja – posle završetka primarne i završetka sekundarne regulacije.

Rešenje Koeficijent primarne regulacije elektrane i u sledećoj je relaciji s koeficijentima statizma primarne regulacije: ki′ = −

1 . k si′

Oni, po elektranama iznose: k1′ = −50 , k 2′ = −45 , k3′ = −20 , k 4′ = −30 , k5′ = −55 . Pošto se radi o izolovanom sistemu snaga razmene je nula. a) Prema relaciji (4.2.1.3.1), regulaciona greška podsistema iznosi:

∆PRG = −∑ ki′ ∆f + ∆PRAZ = −(−50 − 45 − 20 − 30 − 55)∆f + 0 = −50MW , ∆f = −0.25Hz Povećanje proizvodnji elektrana na kraju primarne regulacije iznose: ∆P1' = −50 × ( −0.25) = 12.50MW , ∆P2' = −45 × ( −0.25) = 11.25MW ,

∆P3' = −20 × (−0.25) = 5.00MW , ∆P4' = −30 × ( −0.25) = 7.50MW , ∆P5' = −55 × ( −0.25) = 13.75MW . 30

b) Dakle, samo elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji EES biće angažovane da se učestanost vrati na nominalnu. Posle završetka delovanja sekundarne regulacije, nove snage svih elektrana iznose (one su povećane): ∆P11 = 0.3 × 50MW = 15MW ,

∆P21 = 0.3 × 50MW = 15MW ,

∆P31 = 0.4 × 50MW = 20MW ,

∆P41 = ∆P51 = 0 × 50MW = 0MW . *********************** 4.2.1.3 Interkonektivan sistem Pf regulacija u interkonektivnom sistemu (interkonekciji) nešto je složenija. Ta složenost posledica je složenijeg principa pogona interkonekcije u odnosu na izolovani sistem, što je pak posledica razmene električne energije izmeñu podsistema koji čine interkonekciju. (U slučaju izolovanog sistema, po definiciji, razmene nema.) Sa aspekta Pf regulacije, pogon interkonekcije se odvija saglasno sa sledećim principom:

Princip neintervencije: Bilans aktivnih snaga u svakom podsistemu interkonekcije održava se sopstvenim resursima, poštujući pri tom unapred dogovorenu – specificiranu razmenu aktivne snage sa ostalim podsistemima interkonekcije. Naime, debalans aktivne snage u jednom podsistemu izaziva opštu promenu učestanosti i aktivnih snaga razmene izmeñu podsistema interkonekcije. Za vraćanje učestanosti na referentnu vrednost (obično nominalnu) i vraćanje aktivnih snaga razmene na dogovorene vrednosti, dakle, za uspostavu novog bilansa, angažuju se resursi isključivo iz podsistema u kojem se desio debalans. Ako je više podsistema istovremeno odgovorno za narušavanje bilansa aktivnih snaga, onda svaki od njih participira u uspostavljanju novog bilansa saglasno sa sopstvenom participacijom u narušavanju bilansa. Na Slici 4.2.1.3.1 prikazana je interkonekcija koju čini L podsistema. Svaki od njih ima svoj dispečerski centar koji je nadležan za automatsku Pf regulaciju. Razmena električne energije izmeñu podsistema vrši se interkonektivnim granama (vodovima ili transformatorima). Svaki je podsistem direktno ili indirektno (preko drugih podsistema), povezan sa svakim od ostalih podsistema interkonekcije. U izlaganjima koja slede smatraće se da snagu razmene jedne interkonektivne grane oba podsistema kaja su njome povezana kontrolišu u istoj graničnoj tački (jedan kraj grane). Za svaki podsistem se unapred specificira (dogovara) razmena aktivne snage sa svakim od ostalih podsistema interkonekcije. Time je odreñena i zbirna razmena aktivne snage svakog podsistema sa susedima PjRAZ , j = 1, 2, …, L. Snaga razmene je pozitivna ako podsistem odaje snagu susedima. U suprotnom slučaju ona je negativna. Zbirna razmena j-tog podsistema PjRAZ utvrñuje kao algebarski zbir njegovih razmena sa svakim drugim članom interkonekcije. Za tako definisane (zbirne) snage razmene očigledno važi relacija: L

∑P

RAZ j

= 0.

(4.2.1.3.1)

j =1

Ako su u pitanju dva podsistema, onda pozitivna snaga razmene jednog jednaka je negativnoj snazi razmene drugog podsistema. 31

U dispečerskom centru svakog podsistema, pored učestanosti interkonekcije, kontinualno se stiču informacije o sopstvenoj ukupnoj snazi razmene električne energije sa susedima. Saglasno s principom neintervencije, te snage moraju da se održavaju sve dok se ponovnim dogovorom ne specificiraju druge. Delovanje automatske Pf regulacije interkonekcije 1.

Neka interkonekcija radi u stacionarnom režimu s referentnom, obično nominalnom učestanošću f n i neka su zadati koeficijenti primarne i sekundarne regulacije elektrana u svakom od podsistema: ki′ j , i ∈ A j , j = 1, 2, ... , L i ki′′ j , i ∈ B j , j = 1, 2, ... , L , pri čemu su korišćene oznake: ki′ j – koeficijent primarne regulacije i-te primarne elektrane koja pripada j-tom podsistemu;

ki′′ j – koeficijent sekundarne regulacije i-te sekundarne elektrane koja pripada j-tom podsistemu; A j – skup indeksa primarnih elektrana j-tog podsistema; B j – skup indeksa sekundarnih elektrana j-tog podsistema. Za koeficijente sekundarne regulacije elektrana u okviru jednog podsistema važi relacija (4.2.1.1.1): ∑ ki′′ j = 1 , j = 1, 2, ... , L . i∈B j

P1RAZ

Podsistem 2

Podsistem 1 . . . P2RAZ

. . . PLRAZ

Podsistem L

Slika 4.2.1.3.1 – Interkonekcija sa L podsistema 2.

Neka se desio debalans aktivne snage u k-tom podsistemu ∆Pk. Neka je on negativan (∆Pk < 0).

(Početak delovanja primarne regulacije)

32

3. 4. 5.

Negativan debalans izaziva spontani pad učestanosti cele interkonekcije. Pad učestanosti izaziva automatsko delovanje primarne regulacije svih primarnih elektrana svakog od podsistema, što za rezultat ima povećavanje njihovih snaga proizvodnje. Povećanje snaga proizvodnje primarnih elektrana cele interkonekcije dovodi do zaustavljanja pada učestanosti na novoj stacionarnoj vrednosti koja je jednaka u celoj interkonekciji, pa i u dispečerskim centrima svakog podsistema. Dakle, interkonekcija je izbalansirana sa aspekta ukupne snage, ali učestanost nije nominalna, niti su snage razmene podsistema na specificiranim vrednostima. Naime, debalans snage u k-tom podsistemu pokriven je povećanom proizvodnjom ne samo njegovih primarnih elektrana, već i primarnim elektranama svih ostalih podsistema. Zbog povećanja snaga proizvodnje primarnih elektrana ostalih podsistema, koje se troše na pokrivanje debalansa u podsistemu s debalansom, menja se snaga razmena u odnosu na dogovorenu: snaga razmene podsistema s debalansom je smanjena (ako je taj podsistem odavao snagu, sada odaje manju ili čak uzima, a ako je uzimao, onda uzima još više). Konsekventno, snage razmene ostalih podsistema su povećane.

(Kraj delovanja primarne i početak delovanja sekundarne regulacije) 6. Odreñivanje regulacione greške ∆PjRG svakog podsistema u njegovom dispečerskom centru, j = 1, 2, ... , L , na osnovu poznatog (lokalno izmerenog) odstupanja učestanosti ∆f i poznatih (iz dispečerskog centra unapred zadatih) koeficijenata primarne regulacije svih sopstvenih primarnih elektrana ki′ j , i ∈ A j , j = 1, 2, ... , L , kao i promene aktivne snage sopstvene razmene električne energije:

∆PjRG = −∑ ki′ j ∆f + ∆PjRAZ ,

j = 1, 2, ... , L ,

(4.2.1.3.1)

Sa ∆PjRAZ označena je promenu aktivne snage razmene j-tog podsistema; to je razlika aktuelne i specificirane vrednosti (dakle, za smanjenje pozitivne razmene, ta vrednost je negativna). Vrednost regulacione greške ponovo je vrlo dobra aproksimacija debalansa u interkonektivnom sistemu. S obzirom da je odstupanje učestanosti negativno, da su koeficijenti primarne regulacije isto negativni brojevi i da je odstupanje snage razmene j-tog podsistema negativan broj, to je regulaciona greška tog podsistema negativan broj; to ukazuje na manjak snage u jtom podsistemu. Regulaciona greška (4.2.1.3.1) od debalansa aktivne snage se razlikuje za promenu potrošnje na svim potrošačima usled smanjenja učestanosti (efekat samoregulacije potrošnje aktivne snage po učestanosti). Zato bi ponovo bilo znatno preciznije da se regulaciona greška definiše na sledeći način: ∆PjRG = − ∑ ki′ j ∆f + i∈ A

j

∑ l∈POT

p flj ∆f + ∆PjRAZ , j

j = 1, 2, ... , L,

(4.2.1.3.2)

pri čemu je sa p flj označen koeficijent samoregulacije aktivne snage potrošnje po učestanosti ltog potrošača koji pripada j-tom podsistemu, a sa POT j skup indeksa svih potrošačkih čvorova j-tog podsistema. Definisanje regulacione greške izrazom (4.2.1.3.2) umesto sa (4.2.1.3.1), jeste preciznije, ali takoñe zahteva poznavanje koeficijenata samoregulacije potrošnje. Ako se uvede koeficijent samoregulacije podsistema: Kj =

∑ k′ i

i∈A j

j

−

∑p l∈POT

j

j fl

j = 1, 2, ... , L,

(4.2.1.3.3) 33

onda regulaciona greška podsistema (4.2.1.3.2) može da se iskaže relacijom:

∆PjRG = − K j ∆f + ∆PjRAZ

7.

9.

(4.2.1.3.4)

Ako se u j-tom podsistemu desio debalans, prvi član desne strane ove relacije jednak je povećanju snage proizvodnje sopstvenih primarnih elektrana (i smanjenju snage sopstvenih potrošača); drugi član je jednak smanjenju razmene sa susednim podsistemima; oba (sva tri) efekta idu na pokrivanje debalansa u j-tom podsistemu, pa je njegova regulaciona greška upravo jednaka njegovom debalansu. Njena negativna vrednost u ovom slučaju ukazuje na manjak snage. Ako se u j-tom podsistemu nije desio debalans, apsolutna vrednost prvog člana s negativnom vrednošću (znak minus ispred proizvoda dva negativna broja) jednaka je povećanju snage proizvodnje primarnih elektrana (i smanjenju snage potrošača tog podsistema); drugi član s pozitivnom vrednošću jednak je povećanju razmene istog podsistema; s obzirom da je reč o podsistemu bez debalansa, to povećanje snage proizvodnje mora ići na račun povećanja snage razmene tog podsistema sa susedima; ovo povećanje razmene sa susednim podsistemima ide na pokrivanje dela debalansa u podsistemu s debalansom; dakle, regulaciona greška podsistema bez debalansa jednaka je nuli. Saopštavanje centralno izračunate regulacione greške ∆PjRG svim elektranama j-tog podsistema, j = 1, 2, ... , L. Podešavanje baznih snaga turbinskih regulatora svih elektrana koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji na nove vrednosti, koje su veće u odnosu na tekuće za iznose:

− ki′′ j ∆PRGj , i ∈ B j ,

8.

j = 1, 2, ... , L.

j = 1, 2, ... , L.

(4.2.1.3.5)

Dakle, zakoni regulacije svih elektrana koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji biće prepodešene za odgovarajuće iznose (4.2.1.3.5). To znači da će zakoni regulacije biti podignuti po ordinati za te iznose (paralelno podizanje ponovo nije nužno, ali negativan nagib jeste). S obzirom da su regulacione greške različite od nule jedino u podsistemima s debalansima, to će biti angažovane jedino njihove elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji, a njihovo ukupno angažovanje biće jednako debalansu podsistema kojem pripadaju. Sada se interkonekcija nalazi u situaciji s viškom snage proizvodnje pošto je debalans već bio pokriven na kraju delovanja primarne regulacije. Nužna posledica ove situacije jeste povećanje učestanosti interkonekcije, što sada, zbog delovanja primarne regulacije u obrnutom smislu nego posle nastanka debalansa, i to u svim podsistemima, izaziva pad proizvodnje na svim primarnim elektranama svih podsistema. Radne tačke svih primarnih elektrana se kreću duž svojih prepodešenih zakona regulacije. One će se kretati sve dok ima viška proizvodnje, a ovaj će višak nestati kada se učestanost izjednači s referentnom (nominalnom), odnosno kada se vrednosti razmene svih podsistema vrate na dogovorene vrednosti. Ako je regulaciona greška bila odreñena bez uvažavanja samoregulacije potrošnje (4.2.1.3.1), onda bi se povećanje učestanosti takoñe zaustavilo na neznatno različitoj vrednosti od referentne. Tada bi automatska Pf regulacija interkonekcije, teorijski, ponovo stupila u dejstvo i vratila definitivno učestanost na referentnu vrednost. Teorijska razmatranja uticaja promene gubitaka na tačnost izračunavanja debalansa preko regulacione greške, koja su sprovedena za slučaj izolovanog sistema, mogla bi na sličan način da se sprovedu i ovde.

(Kraj delovanja sekundarne regulacije) Da se u interkonekciji, umesto negativnog, desio pozitivan debalans (smanjena potrošnja i/ili povećana proizvodnja), učestanost bi počela da raste, što bi primarne elektrane svih podsistema propratile smanjenjem svojih proizvodnji, čime bi se porast učestanosti zaustavio. Novom bilansu 34

snaga bi nedostajala referentna (nominalna) učestanost i specificirane razmene. Iz takvog (pozitivnog) odstupanja učestanosti bi se izračunala pozitivna regulaciona greška podsistema s debalansima prema izrazu (4.2.1.3.1) ili (4.2.1.3.4), dok bi regulacione greške svih ostalih podsistema bile jednake nuli. Nakon dostavljanja regulacionih grešaka elektranama u celoj interkonekciji, samo bi sekundarne elektrane podsistema s debalansima reagovale smanjenjem svojih baznih snaga. Tim smanjenjem bi se realizovao novi – definitivni bilans aktivnih snaga u interkonekciji, na nominalnoj učestanosti i sa specificiranim razmenama. Na osnovu prethodnog izlaganja, očigledno je da bi u slučaju simultane pojave debalansa u više podsistema, regulacione greške bile različite od nule samo u tim podsistemima, pa bi debalansi bili pokriveni delovanjem isključivo sekundarnih elektrana samo tih podsistema. Dakle, smisao primarne regulacije u interkonektivnom sistemu se, slično kao u slučaju izolovanog sistema, sastoji od: 1. 2.

detekcije debalansa aktivnih snaga u sistemu (detekcija odstupanja učestanosti), zaustavljanja promene učestanosti, tj. uspostavljanja privremenog bilansa snaga proizvodnje i potrošnje s gubicima, ali na učestanosti koja odstupa od referentne (nominalne) vrednosti i sa snagama razmene koje odstupaju od specificiranih vrednosti. Smisao sekundarne regulacije u interkonektivnom sistemu se sastoji od:

1. 2.

odreñivanja vrednosti debalansa u svakom podsistemu na osnovu sopstvene regulacione greške, vraćanja učestanosti na nominalnu vrednost, tj. uspostavljanje definitivnog bilansa snaga proizvodnje i potrošnje s gubicima, na nominalnoj učestanosti i sa svim razmenama na specificiranim vrednostima.

Primarni i sekundarni regulacioni krug su u svim podsistemima interkonekcije vremenski su raspregnuti na isti način i sa istim smislom kao u slučaju izolovanog sistema. Primarna regulacija i u interkonekciji deluje na promenu učestanosti praktično bez ikakvog vremenskog zatezanja, a delovanje sekundarne regulacije počinje posle unapred specificiranog vremenskog zatezanja. Dakle, definitivan smisao automatske regulacije aktivne snage i učestanosti – automatske Pf regulacije u interkonekciji jeste održavanje bilansa aktivne snage proizvodnje i promenljive potrošnje u sistemu. Pri tom, ne samo da se učestanost održava na referentnoj vrednosti (obično nominalnoj), već se i razmene aktivne snage održavaju na unapred dogovorenim vrednostima. I ovde se učestanost održava na referentnoj vrednosti da bi narušavanje te reference bilo indikator pojave debalansa bar u jednom podsistemu, odnosno inicijativa početka delovanja automatske Pf regulacije. Očigledno je da se ovakvo delovanje automatske Pf regulacije interkonekcije u potpunosti poklapa s već navedenim principom neintervencije – osnovnim principom pogona interkonekcije. Automatska Pf regulacija jeste sistemska regulacija u punom smislu te reči. Nju čine sistemskom sledeći fakti: 1) njeno delovanje jeste rasprostrto po celom sistemu, 2) ona jeste zasnovana na jedinstvenoj sistemskoj veličini – učestanosti i 3) delovanja svih regulacionih elektrana jesu koordinisna iz centara voñenja podsistema na osnovu regulacionih grešaka odreñenih po podsistemima. *********************** Primer P4.2.1.3.1

35

Tri elektroenergetska podsistema – EES1, EES2 i EES3 rade u interkonekciji. Ona je u stacionarnom stanju s nominalnom učestanošću od 50Hz . Specificirana razmena izmeñu sistema je data na Slici 4.2.1.3.1.1. U podsistemu EES1 radi pet elektrana u primarnoj regulaciji i njihovi koeficijenti statizma iznose:

k s′11 =

1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz , k s′12 = , k s′13 = , k s′14 = , k s′15 = . 50 MW 45 MW 20 MW 30 MW 55 MW

Prve tri od njih rade i u sekundarnoj regulaciji, sa sledećim koeficijentima: k1′′1= 0.3 , k 2′′ 1= 0.3 , k3′′ 1= 0.4 ( k4′′ 1= k5′′ 1= 0 ). U podsistemu EES2 rade tri elektrane u primarnoj regulaciji i njihovi koeficijenti statizma iznose: 1 Hz 1 Hz 1 Hz k s′12 = , k s′22 = , k s′32 = . 60 MW 50 MW 40 MW Prve dve od njih rade i u sekundarnoj regulaciji, sa sledećim koeficijentima: k1′′ 2 = 0.4 , k 2′′ 2 = 0.6 ( k3′′ 2 = 0 ). U podsistemu EES3 radi šest elektrana u primarnoj regulaciji i njihovi koeficijenti statizma iznose:

k s′13 =

1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz 1 Hz , k s′32 = , k s′33 = , k s′34 = , k s′35 = , k s′36 = . 20 MW 40 MW 25 MW 35 MW 15 MW 15 MW

Prve četiri od njih rade i u sekundarnoj regulaciji, sa sledećim koeficijentima: k1′′ 3= 0.2 , k2′′ 3= 0.2 , k3′′ 3= 0.3 , k4′′ 3= 0.3 ( k5′′ 3= k6′′ 3= 0 ). Neka su se u jednom ili više podsistema desili poremećaji (debalansi) aktivnih snaga. Razmena izmeñu podsistema u stacionarnom stanju posle poremećaja prikazana je na Slici 4.2.1.3.1.2, a izmerena učestanost iznosi f = 49.9Hz . Potrebno je: a) Odrediti u kojim su se podsistemima desili poremećaji i koliko oni iznose. Pri tom, zanemariti promenu gubitaka i uticaj samoregulacije potrošača u razmatranim stanjima? b) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja primarne regulacije. c) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja sekundarna regulacije (vraćanja učestanosti na nominalnu vrednost i snaga razmene na specificirane vrednosti).

36

100MW EES1

90MW EES2

50MW

100MW

EES1

30MW

EES3

Slika 4.2.1.3.1.1 – Interkonekcija pre poremećaja

EES2

95MW

EES3

Slika 4.2.1.3.1.2 – Interkonekcija posle poremećaja

Rešenje Koeficijent primarne regulacije elektrane i sistema j u sledećoj je relaciji s koeficijentima statizma primarne regulacije: ki′ j = −

1 . k si′ j

Oni, po podsistemima iznose: EES1: k1′1 = −50 , k 2′1 = −45 , k3′1 = −20 , k 4′1 = −30 , k5′1 = −55 . EES2: k1′2 = −60 , k 2′2 = −50 , k3′2 = −40 . EES3: k1′3 = −20 , k 2′3 = −40 , k3′3 = −25 , k 4′3 = −35 , k5′3 = −15 , k6′3 = −15 . Odstupanje učestanosti interkonekcije u stacionarnom stanju posle poremećaja iznosi ∆f = −0.1Hz . Odstupanja snaga razmene podsistema iznose: a) 1 2 ∆PRAZ = (90 + 30) − (100 + 50) = −30MW , ∆PRAZ = −(90 + 95) − [−(100 + 100)] = 15MW , 3 ∆PRAZ = (95 − 30) − (100 − 50) = 15MW . Prema relaciji (4.2.1.3.1), regulacione greške podsistema iznose: 1 1 ∆PRG = −∑ ki1′∆f + ∆PRAZ = −(−50 − 45 − 20 − 30 − 55)(−0.1) + (−30) = −20 − 30 = −50MW , 2 3 ∆PRG = −∑ ki2′ f + ∆PRAZ = −(−60 − 50 − 40)(−0.1) + 15 = −15 + 15 = 0MW , 3 3 ∆PRG = −∑ ki3′∆f + ∆PRAZ = −(−20 − 40 − 25 − 35 − 15 − 15)(−0.1) + 15 = −15 + 15 = 0MW

Na osnovu ovog rezultata može da se zaključi da je debalans s nedostatkom snage od 50MW nastao samo u podsistemu EES1. b) Povećenje snaga proizvodnje elektrana nakon završetka delovanja primarne regulacije iznose: EES1:

∆P11 = −50 × (−0.1) = 5.0MW ,

∆P21 = −45 × (−0.1) = 4.5MW ,

∆P31 = −20 × (−0.1) = 2.0MW , ∆P41 = −30 × (−0.1) = 3.0MW , ∆P51 = −55 × (−0.1) = 5.5MW . 37

∆P12 = −60 × (−0.1) = 6.0MW , ∆P31 = −40 × (−0.1) = 4.0MW .

∆P22 = −50 × (−0.1) = 5.0MW ,

∆P13 = −20 × (−0.1) = 2.0MW , ∆P33 = −25 × (−0.1) = 2.5MW , ∆P43 = −35 × (−0.1) = 3.5MW ,

∆P23 = −40 × (−0.1) = 4.0MW , ∆P53 = −15 × (−0.1) = 1.5MW ,

EES2:

EES3:

:

∆P63 = −15 × (−0.1) = 1.5MW . c) Dakle, samo elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji EES1 biće angažovane da se učestanost vrati na nominalnu i snage razmene na specificirane vrednosti. Posle završetka delovanja sekundarne regulacije, nove snage svih elektrana iznose (one su povećane): EES1: ∆P11 = 0.3 × 50MW = 15MW ,

∆P21 = 0.3 × 50MW = 15MW ,

∆P31 = 0.4 × 50MW = 20MW ,

∆P41 = ∆P51 = 0 × 50MW = 0MW .

EES2: Nema promene u odnosu na proizvodnje pre poremećaja. EES3: Nema promene u odnosu na proizvodnje pre poremećaja.

Primer P4.2.1.3.2 Neka se razmatra ista interkonekcija koja je obrañena u Primeru P4.2.1.3.1, u istom stacionarnom stanju, sa istom nominalnom učestanošću. Neka su se u jednom ili više podsistema desili poremećaji (debalansi) aktivnih snaga. Razmena izmeñu podsistema u stacionarnom stanju posle poremećaja prikazana je na Slici 4.2.1.3.2.1, a izmerena učestanost iznosi f = 50.1Hz . Potrebno je: a) Odrediti u kojim su se podsistemima desili poremećaji i koliko oni iznose. Pri tom, zanemariti promenu gubitaka i uticaj samoregulacije potrošača u razmatranim stanjima? b) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja primarne regulacije. c) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja sekundarna regulacije (vraćanja učestanosti na nominalnu vrednost i snaga razmene na specificirane vrednosti). 120MW EES1

EES2

60MW

95MW

EES3

Slika 4.2.1.3.2.1 – Interkonekcija posle poremećaja

Rešenje Odstupanje učestanosti interkonekcije u stacionarnom stanju posle poremećaja iznosi ∆f = 0.1Hz . Odstupanja snaga razmene podsistema iznose:

38

1 2 ∆PRAZ = (120 + 60) − (100 + 50) = 30MW , ∆PRAZ = −(120 + 95) − [−(100 + 100)] = −15MW , 3 ∆PRAZ = (95 − 60) − (100 − 50) = −15MW .

a) Prema relaciji (4.2.1.3.1), regulacione greške podsistema iznose: 1 1 ∆PRG = −∑ ki1′∆f + ∆PRAZ = −(−50 − 45 − 20 − 30 − 55) × 0.1 + 30 = 20 + 30 = 50MW , 2 2 ∆PRG = −∑ ki2′ f + ∆PRAZ = −(−60 − 50 − 40) × 0.1 + 15 = 15 − 15 = 0MW , 3 3 ∆PRG = −∑ ki3′∆f + ∆PRAZ = −(−20 − 40 − 25 − 35 − 15 − 15) × 0.1 + 15 = 15 − 15 = 0MW

Na osnovu ovog rezultata može da se zaključi da je debalans s viškom snage od 50MW nastao samo u podsistemu EES1. b) Povećenje snaga proizvodnje elektrana nakon završetka delovanja primarne regulacije iznose: EES1: ∆P11 = −50 × 0.1 = −5.0MW ,

∆P21 = −45 × 0.1 = −4.5MW ,

∆P31 = −20 × 0.1 = −2.0MW ,

∆P41 = −30 × 0.1 = −3.0MW , ∆P51 = −55 × 0.1 = −5.5MW .

EES2: ∆P12 = −60 × 0.1 = −6.0MW , ∆P22 = −50 × 0.1 = −5.0MW , ∆P31 = −40 × 0.1 = −4.0MW . EES3: : ∆P13 = −20 × 0.1 = −2.0MW ,

∆P23 = −40 × 0.1 = −4.0MW ,

∆P33 = −25 × 0.1 = −2.5MW ,

∆P43 = −35 × 0.1 = −3.5MW , ∆P53 = −15 × 0.1 = −1.5MW , ∆P63 = −15 × 0.1 = −1.5MW .

c) Dakle, samo elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji EES1 biće angažovane da se učestanost vrati na nominalnu i snage razmene na specificirane vrednosti. Posle završetka delovanja sekundarne regulacije, nove snage svih elektrana iznose (one su smanjene): EES1: ∆P11 = −0.3 × 50MW = −15MW , ∆P21 = −0.3 × 50MW = −15MW , ∆P31 = −0.4 × 50MW = −20MW , ∆P41 = ∆P51 = 0 × 50MW = 0MW . EES2: Nema promene u odnosu na proizvodnje pre poremećaja. EES3: Nema promene u odnosu na proizvodnje pre poremećaja.

Primer P4.2.1.3.3 Neka se razmatra ista interkonekcija koja je obrañena u Primeru P4.2.1.3.1, u istom stacionarnom stanju, sa istom nominalnom učestanošću. Neka su se u jednom ili više podsistema desili poremećaji (debalansi) aktivnih snaga. Razmena izmeñu podsistema u stacionarnom stanju posle poremećaja prikazana je na Slici 4.2.1.3.2.1, a izmerena učestanost iznosi f = 49.9Hz . Potrebno je: a) Odrediti u kojim su se podsistemima desili poremećaji i koliko oni iznose. Pri tom, zanemariti promenu gubitaka i uticaj samoregulacije potrošača u razmatranim stanjima? b) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja primarne regulacije. c) Izračunati promene snaga svih elektrana posle završetka delovanja sekundarna regulacije (vraćanja učestanosti na nominalnu vrednost i snaga razmene na specificirane vrednosti). 39

90MW EES1

EES2

50MW

115MW

EES3

Slika 4.2.1.3.3.1 – Interkonekcija posle poremećaja

Rešenje Odstupanje učestanosti interkonekcije u stacionarnom stanju posle poremećaja iznosi ∆f = −0.1Hz . Odstupanja snaga razmene podsistema iznose: 1 2 ∆PRAZ = (90 + 50) − (100 + 50) = −10MW , ∆PRAZ = −(90 + 115) − [−(100 + 100)] = −5MW , 3 ∆PRAZ = (115 − 50) − (100 − 50) = 15MW .

a) Prema relaciji (4.2.1.3.1), regulacione greške podsistema iznose: 1 1 ∆PRG = −∑ ki1′∆f + ∆PRAZ = −(−50 − 45 − 20 − 30 − 55)(−0.1) + (−10) = −20 − 10 = −30MW , 2 2 ∆PRG = −∑ ki2′ f + ∆PRAZ = −(−60 − 50 − 40)(−0.1) + (−5) = −15 − 5 = −20MW , 3 3 ∆PRG = −∑ ki3′∆f + ∆PRAZ = −(−20 − 40 − 25 − 35 − 15 − 15)(−0.1) + 15 = 15 − 15 = 0MW

Na osnovu ovog rezultata može da se zaključi da su se desili debalansi u dva podsistema: manjak snage od 30MW u podsistemu EES1 i manjak snage od 20MW u podsistemu EES2. b) Povećenje snaga proizvodnje elektrana nakon završetka delovanja primarne regulacije iznose: ∆P11 = −50 × (−0.1) = 5.0MW ,

EES1:

∆P21 = −45 × (−0.1) = 4.5MW ,

∆P31 = −20 × (−0.1) = 2.0MW , ∆P41 = −30 × (−0.1) = 3.0MW , ∆P51 = −55 × (−0.1) = 5.5MW . ∆P12 = −60 × (−0.1) = 6.0MW , ∆P31 = −40 × (−0.1) = 4.0MW .

EES2:

EES3:

:

∆P13 = −20 × ( −0.1) = 2.0MW ,

∆P33 = −25 × (−0.1) = 2.5MW ,

∆P43 = −35 × ( −0.1) = 3.5MW ,

∆P22 = −50 × (−0.1) = 5.0MW ,

∆P23 = −40 × ( −0.1) = 4.0MW ,

∆P53 = −15 × (−0.1) = 1.5MW ,

∆P63 = −15 × (−0.1) = 1.5MW . c)

40

Dakle, samo elektrane koje učestvuju u sekundarnoj regulaciji EES1 i EES2 biće angažovane da se učestanost vrati na nominalnu i snage razmene na specificirane vrednosti. Posle završetka delovanja sekundarne regulacije, nove snage svih elektrana iznose (one su povećane): EES1: ∆P11 = 0.3 × 30 MW = 9MW , ∆P21 = 0.3 × 30MW = 9MW , ∆P31 = 0.4 × 30MW = 12MW , ∆P41 = ∆P51 = 0 × 50MW = 0MW . EES2: ∆P12 = 0.4 × 20 MW = 8MW , ∆P22 = 0.6 × 20MW = 12 MW , ∆P32 = 0 × 30MW = 0MW . EES3: Nema promene u odnosu na proizvodnje pre poremećaja. ***********************

4.2.1.4 Samoregulacija potrošnje po učestanosti i potfrekventno rasterećenje mreže Osnovno tehničko rešenje (sistem) za održavanje bilansa aktivnih snaga EES jeste automatska Pf regulacija. Samoregulacija po učestanosti inherentna je karakteristika potrošnje, koja deluje u potpunoj saglasnosti sa automatskom Pf regulacijom. Naime, pad (porast) učestanosti posledica je nedostatka (viška) aktivne snage u EES. Taj nedostatak (višak) nadoknañuje se delovanjem automatske Pf regulacije, što znači angažovanjem regulacione rezerve aktivne snage regulacionih elektrana. Samoregulacija potrošnje aktivne snage po učestanosti direktno deluje u smislu smanjenja pomenutog nedostatka (viška) aktivne snage dokle god je učestanost različita od referentne, pa tako deluje „smirujuće“ na proces prevoñenja EES iz jednog u drugi stacionarni režim (bilans). Za razliku od spontanog delovanja samoregulacije potrošnje aktivne snage po učestanosti (što je inherentno prirodi EES), potfrekventno rasterećenje ili (automatsko) otsecanje opterećenja tehničko je rešenje: Ono je automaski sistem zaštite, čije delovanje ima kvalitativno isti smisao kao spontano delovanje pomenute samoregulacije potrošnje. Taj sistem je zasnovan na skupu potfrekventnih relea pridruženih prekidačima izabranih radijalnih SN izvoda izabranih napojnih transformatorskih stanica distributivnih mreža. Na releima se podešava učestanost i vremensko zatezanje njihovog delovanja. Saglasno s tim podešenjima, relei deluju na sledeći način: 1 – kada je aktuelna vrednost učestanosti sistema ispod podešene vrednosti relea i kada to traje duže od podešenog vremena zatezanja, tada taj rele deluje na otvaranje prekidača kojem je on pridružen. Time je sa mreže isključena celokupna potrošnja koja se napajala razmatranim izvodom, odnosno, sistem je rasterećen za isti iznos snage. Potfrekventno rasterećenje mreže se realizuje u više stepena. Naime, jedan deo relea je podešen na odreñenu vrednost učestanosti (manju od referentne), sa odreñenim vremenom zatezanja. Neka ti relei čine prvi stepen potfrekventnog rasterećenja. Drugi deo releja je podešen na manju vrednost učestanosti i veće vreme zatezanja. Ti releji čine drugi stepen itd. Tih stepena može da bude više. Nezavisno od toga koliko ih je, očigledno je da se sistemi automatske Pf regulacije i potfrekventnog rasterećenja mreže mogu vremenski da se koordinišu tako da ako automatskom Pf regulacijom ne može da se zaustavi pad ušestanosti, da se to uradi automatskim delovanjem potfrekventnog rasterećenja. Dakle, kada u regulacionim elektranama ne bi bilo dovoljno regulacione rezerve da se zaustavi pad učestanosti, tada bi u dejstvo stupilo potfrekventno rasterećenje mreže, s ciljem da se automatskim otsecanjem opterećenja prema unapred utvrñenom scenariju, sistem ipak bilansira sa aspekta aktivnih snaga. Nedostatak novog stacionarnog režima (bilansa) jeste učestanost različita od nominalne. U takvoj situaciji, jedini način za vraćanje učestanosti na nominalnu vrednost jeste korišćenje snage elektrane koja nije regulaciona, ili pak priključenje na sistem elektrane koja nije bila u pogonu, odnosno uvoz električne energije mimo već utvrñene razmene. Kada se učestanost 41

vrati na nominalnu vrednost i kada je u sistemu obezbeñena regulaciona rezerva, tada se na sistem vraćaju isključeni izvodi. Oni se uglavnom vraćaju ručno – daljinskim komandama ili uključenjem odgovarajućih prekidača na licu mesta, od strane posada odgovarajućih napojnih transformatorskih stanica.

4.2.2 AUTOMATSKA QV REGULACIJA Ova regulacija nije sistemska niti centralizovana u istom smislu kao što je to automatska Pf regulacija. Naime: 1) njeno delovanje nije rasprostrto po celom sistemu, već samo u ograničenoj okolini promene reaktivne snage (napona) i prostire se, uglavnom, do električki najbližih resursa s kojima se održava konstantan napon na njihovim priključcima na mrežu, 2) u EES nema jedinstvene veličine stanja koja reprezentuje bilans reaktivnih snaga u sistemu, kao što učestanost reprezentuje bilans aktivnih snaga i 3) delovanje resursa za regulaciju reaktivnih snaga i napona nije koordinisano na nivou sistema2. U suštini, ova regulacije je zasnovana na činjenici da se proizvodnjom reaktivne snage u jednom čvoru sistema povećava modul napona tog čvora, a potrošači troše reaktivnu snagu uglavnom prema svojim potrebama. Ovaj fakat govori i o tome da je napon lokalna veličina (za razliku od učestanosti koja je sistemska veličina). Ova regulacija je zastupljena po celom EES – i u proizvodno-prenosnom i u distributivnopotrošačkom sistemu.

4.2.2.1 Automatska QV regulacija proizvodno-prenosnih sistema Osnovna motivacija za regulaciju reaktivnih snaga jeste održavanje bilansa tih snaga u EES. Osnovna motivacija za regulaciju napona EES jeste šteta koju elementarni potrošači električne energije (električni aparati) trpe usled odstupanja napona od nominalne vrednosti, kao i šteta koju trpi cela ostala oprema EES usled previsokih napona3. Ta šteta je neposredan razlog ustanovljavanju tehničkih ograničenja na napone s kojima se električna energija isporučuje elementarnim potrošačima. Ograničenja se dalje prenose i na sve ostale delove distributivnih mreža – na potrošače svih nivoa, opet sa osnovnim ciljem da se obezbede potrebni naponi na elementarnim potrošačima. To je razlog što je uobičajeno da distributivno-potrošačka područja – Slika 4.2.1, započinju s transformatorima sa automatskom regulacionim pod opterećenjem. Ti regulacioni resursi istovremeno predstavljaju i potrošače u proizvodno-prenosnim sistemima i izvore distributivnopotrošačkih sistema. Oni su namenjeni automatskom održavanju modula napona na njihovim sekundarima (U 2′ ) – na unapred specificirane vrednosti, koje su dovoljno visoke da se sprečavaju loše naponske prilike dublje u distributivno-potrošačkim sistemima. Automatsko održavanje modula napona na sekundaru regulacionog transformatora na unapred specificiranoj vrednosti (Slika 4.2.1), zadatak je njegovog automatskog regulatora napona – ARNT. Njime se automatski kontroliše pozicija regulacionog prekidača, tj. odnos transformacije regulacionog transformatora. Tako, "nezavisno" od naponskih prilika na primaru regulacionog transformatora, modul napona U 2′ ostaje konstantan, a time i aktivna i reaktivna snaga postaju nezavisne od naponskih prilika u proizvodno-prenosnom sistemu. [Naravno, pomenuti termin "nezavisno" važi samo u okvirima regulacionih (fizičkih) mogućnosti transformatora. Ako se na primaru transformatora, dakle u prenosnoj mreži, ne obezbedi napon koji pripada tim okvirima, tada ni specificirana vrednost napona U 2′ ne može da se realizuje.] 2 Izuzetak čini francuska QV regulacija, koja je sistematizovana na nivou zona – delova sistema koji su prilično električki dekuplovani (starija varijanta), odnosno koordinisana u novijoj verziji, kada te zone nisu više električki dekuplovane. Ta regulacija, kao i Pf regulacija, sastoji se od dva regulaciona kruga – primarna i sekundarna. Iako je prilično obećavala, ona nije široko prihvaćena u svetu. 3Niski naponi u prenosnim mrežama uzrok su nestabilnosti pogona EES. Taj problem izlazi iz okvira materije koja se ovde razmatra.

42

Obezbeñenje napona u prenosnim mrežama, u tačkama u kojima su priključena potrošačka područja (na primarima odgovarajućih regulacionih transformatora), u napred opisanim okvirima, zadatak je, pre svega, sinhronih generatora – elektrana (blok generator-transformator) EES. Elektranama se, osim aktivne snage, proizvodi i napon/reaktivna snaga. Kako je to opisano u paragrafu 3.2, proizvodnja aktivne snage s jedne strane i proizvodnja napona/reaktivne snage s druge strane naizmeničnih sinhronih mašina nisu meñusobno zavisne. Ali zato, proizvodnja napona i proizvodnja reaktivne snage mašine jesu meñusobno zavisne veličine. Ta zavisnost nije odreñena samo mašinom, već, pre svega, sistemom na koji je mašina priključena. Naponi na priključcima elektrana na prenosnu mrežu treba da su na takvim vrednostima kako bi naponi u tačkama u kojima su priključeni potrošači bili u napred opisanim okvirima i naponi u svim ostalim delovima sistema u okvirima tehničkih granica. To načelo mora da bude ispoštovano u svim normalnim režimima EES, s ma kako malom ili velikom potrošnjom, pri čemu padovi napona od elektrana do potrošača mogu da se menjaju u različitim dijapazonima. U vezi s konkretnim primerom sistema sa Slike 4.2.1, modul napona elektrane U1 treba da bude takav da modul napona U 2 , uvažavajući pad napona na vodu (elementarnoj prenosnoj mreži), ne bude izvan regulacionih mogućnosti transformatora razmatranog potrošačkog područja. To načelo mora da bude ispoštovano za svaki režim potrošača, od režima s minimalnom do režima s maksimalnom potrošnjom, kada se padovi napona na vodu menjaju u najširem mogućem dijapazonu. S druge strane, naponi na elektrani, pa i u celoj prenosnoj mreži ne smeju da budu suviše visoki – iznad tehnički propisanih vrednosti, s obzirom na to da bi takvi naponi destruktivno delovali na opremu sistema u smislu da ih ona uopšte ne bi mogla podneti, ili pak, ako može, tada bi takvi naponi delovali na skraćenju nominalnog veka trajanja opreme, odnosno perioda remonta te opreme. Održavanje unapred specificiranih napona elektrana na priključcima za prenosnu mrežu, dakle napona iza blok transformatora, zadatak je automatskog regulatora pobude sinhronih generatora – ARNG. Kontrola napona propraćena je odgovarajućom promenom proizvodnje/apsorpcije reaktivne snage. I obrnuto – kontrola proizvodnje/apsorpcije reaktivne snage propraćena je odgovarajućom promenom napona na priključku mašine na mrežu. Ova zavisnost napona i reaktivne snage generatora ključna je za spregu koja postoji izmeñu reaktivnih snaga i napona u EES. Kada je u pitanju uobičajen EES – sistem s više potrošača i elektrana koje učestvuju u regulaciji napona, zajedno s više potrošačkih područja, snabdeven regulacionim transformatorima, napred opisani princip regulacije ostaje isti: na svakoj elektrani se održava dovoljno visok modul napona, s ciljem da naponi na primarima regulacionih transformatora, preko kojih se napajaju distributivno-potrošačke mreže, budu u okvirima regulacionih mogućnosti tih transformatora, kao i da se naponi u ostalim delovima EES nalaze unutar propisanih tehničkih granica. U takvoj situaciji, svakim se od pomenutih regulacionih transformatora održava takoñe dovoljno visok napon na njegovom sekundaru – na ulazu u distributivno-potrošačko područje. Na osnovu napred izloženog, očigledno je da su sinhroni generatori u elektranama i regulacioni transformatori, sa svojim automatskim regulatorima, dva osnovna resursa za regulaciju reaktivnih snaga i napona u EES. Prvima se generiše globalan, dovoljno visok naponski profil u prenosnim mrežama, a drugima se održavaju moduli napona na ulazima u distributivne mreže na konstantnim i dovoljno visokim vrednostima, tako da se spreče loše naponske prilike dublje u tim mrežama, te se tako, na kraju, obezbeñuju kvalitetni naponi na elementarnim potrošačima.

43

Osim napred opisana dva osnovna regulaciona resursa, ostali klasični resursi za regulaciju napona EES su: sinhroni kompenzatori, baterije kondenzatora i reaktivni (induktivni) kalemi – prigušnice, s regulacijom pod opterećenjem. U novije vreme te tri vrste klasičnih, zamenjuju se modernim ureñajima – statičkim izvorima reaktivne snage, odnosno statičkim VAR sistemima. Ovi poslednji su zasnovani na energetskoj elektronici. Napred opisanom automatskom regulacijom napona, kontinualno se obezbeñuje bilans reaktivnih snaga u EES, s naponima unutar tehničkih granica (kako u prenosnim, tako i u distributivnim mrežama, odnosno na elementarnim potrošačima), nezavisno od dinamičke prirode potrošnje – njene promene u vremenu.

4.2.2.2 Automatska QV regulacija distributivno-potrošačkih sistema Dok proizvodno-prenosni sistemi imaju dve sistemske regulacione konture – Pf i QV, dotle u distributivno-potrošačkim sistemima, pošto nema značajnih resursa za proizvodnju aktivne snage, ali se obično raspolože s resursima za kontrolu napona i reaktivnih snaga, zastupljena je samo QV regulaciona kontura. Ona je zasnovana na regulacionim transformatorima i resursima za proizvodnju reaktivne snage – baterijama kondenzatora i statičkim VAR sistemima. Moguće lokacije tih resursa u distributivnoj mreži prikazane su na Slici 4.2.2.2.1 (transformatori su standardno označeni, a baterije kondenzatora i statički VAR sistemi su označeni pravougaonikom sa upisanim slovom Q. Meñu tim resursima nema induktivnosti (reaktora, odnosno prigušnica, odnosno induktivnih kalemova), pošto reaktivna snaga u distributivnim sistemima se uglavnom troši na potrošačima i transformatorima (radi njihovog magnećenja), a njena proizvodnja na distributivnim vodovima nije od značaja. Tako, prigušnice, kao apsorberi reaktivne snage, nemaju značajno mesto u distributivnim mrežama.

VVN/VN

DISTRIBUTIVNO-POTROŠAČKI SISTEM VN, SN, NN

PRENOSNA MREŽA VVN

VN/SN

Q 0 Q 0 VODOVI SN (kablovi ili vodovi s golim provodnicima)

SN SN

SN/NN

VODOVI NN (kablovi ili vodovi s golim provodnicima)

– SABIRNICE – INDIVIDUALNI POTROŠAČ Q – UREðAJ ZA KOMPENZACIJU REAKTIVNE SNAGE

Q

Q 0

0 INDIVIDUALNI POTROŠAČI

Slika 4.2.2.2.1 – Distributivno-potrošački sistem sa istaknutim resursima za regulaciju napona i reaktivnih snaga Regulacioni transformatori su osnovni regulacioni resursi QV regulacione konture distributivno-potrošačkih sistema. Transformator VVN/VN (npr. 400 ili 220/115 kV/kV), preko kojeg se distributivno-potrošački sistem napaja iz proizvodno-prenosnog, uglavnom je regulacioni s regulacijom pod opterećenjem. Uz to, taj transformator je uglavnom snabdeven automatskim regulatorom napona (ARN, koji nije nacrtan na slici). Oblik uobičajenog zakona regulacije 44

regulatora prikazan je na Slici 4.2.2.2.2a. Regulatorom se održava napon U na ulazu u distributivnu mrežu na konstantnoj – unapred specificiranoj vrednosti U spec , nezavisno od opterećenja distributivne mreže (struje I na njegovoj VN strani) i napona prenosne mreže (napona na njegovoj VVN strani). Iz tih transformatora diktiraju se globalne naponske prilike u VN mreži, pa se time utiče i na kvalitet napona dublje u distributivno-potrošačkom sistemu. Pored konstantnih napona na ulazima u distributivno-potrošačke sisteme, koji se obezbeñuju na napred opisani način, transformatori u napojnim transformatorskim stanicama VN/SN (npr. 110/21, 110/10.5, 110/36.75 kV/kV,), takoñe su uglavnom, regulacioni sa automatskom regulacijom pod opterećenjem. I oni su uglavnom snabdeveni automatskim regulatorima napona. Zakoni regulacije tih regulatora su složeniji od onog koji je prikazan na Slici 4.2.2.2.2a. Naime, s povećanjem potrošnje priključene na transformator, modul napona se ne održava na konstantnoj vrednosti, već se povećava po pravoj liniji s nagibom koji se podešava saglasno s prirodom napajane mreže – prava 1 na Slici 4.2.2.2.2b. Taj nagib treba da bude izabran s ciljem da se naponi na neposrednim potrošačima električne energije održavaju na vrednostima što bliže nominalnim i što nezavisnijim od promenljivog opterećenja distributivne mreže i promenljivog napona na VN stranama napojnih transformatorskih stanica. Kod nekih regulatora, zakoni regulacije imaju nelinearan oblik prikazan krivom 2 na Slici 4.2.2.2.2b. Takva regulacije (zakoni regulacije 1 i 2) naziva se kompaundovanom (složenom), s obzirom da se njome kontrolišu naponi sekundara napojnih transformatora nezavisno i od napona VN mreže i od opterećenja napajane distributivne mreže4.

U

U

2

Uspec 1

I

I

(a) (b) Slika 4.2.2.2.2 – Uobičajeni zakoni regulacije regulacionih transformatora Kada se regulacioni transformatori s regulacijom pod opterećenjem, jediničnih nominalnih odnosa transformacije, ugrañuju duž SN vodova (oznaka SN/SN na Slici 4.2.2.2.1) i kada su opskrbljeni automatskim regulatorima napona, s kompaundovanom regulacijom, tada se oni nazivaju naponskim regulatorima. Kada su ugrañeni na počecima svih SN izvoda u okviru napojne transformatorske stanice, tada napojni transformator nije regulacioni. Ovakva regulacija napona jeste skuplja od regulacije centralizovane na napojnom transformatoru, ali je zato kvalitetnija, naročito kada su u pitanju “raznorodni potrošači“ na SN izvodima (potrošači kod kojih se porast i pad potrošnje ne odvijaju sinhrono). Kada se naponski regulatori ugrañuju u dubini SN izvoda, tada se njima kontrolišu naponi na delovima SN izvoda koji se napajaju preko naponskih regulatora. Takve situacije se pojavljuju na vrlo dugačkim SN izvodima, obično s golim provodnicima, kada su naponi na njihovim krajevima ispod tehničkih granica.

4

Kada regulator ima zakon regulacije prema pravoj 1, tada može da se doñe u situaciju da za velika opterećenja transformatora regulator diktira napone na njegovom sekundaru iznad tehničkih granica, pa takve situacije moraju da se na poseban način preveniraju u okviru samog regulatora. Zakon regulacije prema karakteristici 2 inherentno sadrži tu prevenciju. Sinonim za kompaundovanu regulaciju napona jeste kompenzacija pada napona jedinstvenog voda. S obzirom da je VN mreža još uvek često upetljana, zakoni regulacije prikazani na slici 4.2.2.2.2 (kompaundovana regulacija) dovodili bi do nestabilnosti pogona mreže.

45

Konačno, distributivni transformatori (SN/NN) jesu regulacioni, ali s ručnom regulacijom u beznaponskom stanju. Dakle, nemajući automatske regulatore napona, nisu resursi automatske QV regulacije. Njihove regulacione mogućnosti se koriste za prilagoñenje naponskih prilika u NN mrežama sezonskim i godišnjim varijacijama napona u distributivnim mrežama. Baterije kondenzatora i statički VAR sistemi drugi su regulacioni resursi QV regulacione konture distributivno-potrošačkih sistema. Oni se priključuju otočno u čvorove distributivnih mreža. S obzirom da su to izvori reaktivne snage, njima se neposredno kontrolišu tokovi reaktivne snage u tim sistemima. Npr, ureñajem koji je priključen na sekundar transformatora VN/SN, može da se proizvodi reaktivna snaga potrebna celoj SN mreži i svim NN mrežama koje se iz VN mreže napajaju preko tog transformatora. Tada, sam transformator VN/SN i put kojim se taj transformator napaja električnom energijom (deo voda VN i transformator VVN/VN), rasterećuju se za isti iznos reaktivne snage. Posredan rezultat te kontrole jesu smanjeni padovi napona, odnosno smanjuju se gubici aktivne i reaktivne snage (energije) na razmatranom transformatoru VN/SN i putu kojim se taj transformator napaja električnom energijom. Dalje, ti smanjeni padovi napona za rezultat imaju povećane napone svih čvorova na pomenutom transformatoru i putu, a povećan napon na sekundaru VN/SN transformatora za rezultat ima povećane napone u celoj SN mreži i svim NN mrežama koje se iz VN mreže napajaju preko tog transformatora. Kada su snabdeveni automatskim regulatorima, ovi resursi pripadaju automatskom delu QV regulacione konture distributivno-potrošačkih sistema. Zakoni regulacije tih regulatora uglavnom su: 1) održavanje specificirane (konstantne) reaktivne snage na ulazu u radijalnu mrežu koja počinje u tački gde je ureñaj priključen (npr. ureñajem priključenim na sekundaru transformatora VN/SN kontroliše se preuzimanje reaktivne snage za celu SN mrežu i sve NN mreže koje se iz VN mreže napajaju preko tog transformatora), 2) održavanje specificiranog (konstantnog) faktora snage u istoj tački i 3) održavanje specificirane (konstantne) vrednosti modula napona u tački gde je ureñaj priključen (ovo je više teorijska nego praktična situacija). Dakle, smisao obe napred opisane automatske regulacije – regulacija aktivnih snaga i učestanosti (Pf regulacija) i regulacija reaktivnih snaga i napona (QV regulacija) – u tome je da se spreči spontana reakcija sistema na promene potrošnje i aktivne i reaktivne snage, koja može da dovede do pogona s učestanošću i naponima koji nisu unutar tehničkih granica, pa i do " raspada" EES. Naime, tim se regulacijama obezbeñuje ne samo kontinualan bilans aktivnih i reaktivnih snaga u vremenu (praćenje promenljive potrošnje odgovarajućom proizvodnjom), već i bilans sa odgovarajućim kvalitetom – s nominalnom učestanošću i naponima unutar propisanih tehničkih granica.

46