Važnost ROCOF-a u elektroenergetskim sustavima s visokim udjelom elektrana temeljenim na izmjenjivačima

Abstract

Priključivanjem novih tehnologija u elektroenergetski sustav (EES) koje su uglavnom temeljene na izmjenjivačima, značajno se mijenjanju karakteristike konvencionalnog EES-a. Dolazi do smanjenja sinkrone inercije što uzrokuje bržu dinamiku promjene frekvencije. Sinkrona inercija izravno utječe na najveću vrijednost parametra brzine promjene frekvencije. Brzina promjene frekvencije (ROCOF) ima veliku važnost u EES-ima, jer se koristi kao glavni parametar releja za zaštitu od otočnog pogona elektrane na distribucijskoj razini, kao parametar u upravljačkim algoritmima za brzi frekvencijski odziv i sintetički inercijski odziv, kao parametar za podfrekvencijsko rasterećenje.
U radu će se detaljno opisati važnost ROCOF-a, predočiti trenutne svjetske odredbe mrežnih pravila vezanih uz ROCOF, te prikazati rezultati ispitivanja i analize ROCOF-a u hrvatskom EES-u s obzirom na budući scenarij visokog udjela proizvodnje iz obnovljivih izvora energije.

Full text

1
Tomislav Baškarad Ninoslav Holjevac
Fakultet elektrotehnike i računarstva Fakultet elektrotehnike i računarstva
tomislav.baskarad@fer.hr ninoslav.holjevac@fer.hr
Josip Đaković Igor Kuzle
Fakultet elektrotehnike i računarstva Fakultet elektrotehnike i računarstva
josip.djakovic@fer.hr igor.kuzle@fer.hr
Igor Ivanković
Hrvatski operator prijenosnog sustava, d.o.o.
igor.ivankovic@hops.hr
VAŽNOST ROCOF-A U ELEKTROENERGETSKIM SUSTAVIMA S VISOKIM
UDJELOM ELEKTRANA TEMELJENIM NA IZMJENJIVAČIMA
SAŽETAK
Priključivanjem novih tehnologija u elektroenergetski sustav (EES) koje su uglavnom temeljene na
izmjenjivačima, značajno se mijenjanju karakteristike konvencionalnog EES-a. Dolazi do smanjenja
sinkrone inercije što uzrokuje bržu dinamiku promjene frekvencije. Sinkrona inercija izravno utječe na
najveću vrijednost parametra brzine promjene frekvencije. Brzina promjene frekvencije (ROCOF) ima
veliku važnost u EES-ima, jer se koristi kao glavni parametar releja za zaštitu od otočnog pogona elektrane
na distribucijskoj razini, kao parametar u upravljačkim algoritmima za brzi frekvencijski odziv i sintetički
inercijski odziv, kao parametar za podfrekvencijsko rasterećenje.
U radu će se detaljno opisati važnost ROCOF-a, predočiti trenutne svjetske odredbe mrežnih pravila
vezanih uz ROCOF, te prikazati rezultati ispitivanja i analize ROCOF-a u hrvatskom EES-u s obzirom na
budući scenarij visokog udjela proizvodnje iz obnovljivih izvora energije.
Ključne riječi: ROCOF, inercija, dinamika frekvencije, EES temeljen na izmjenjivačima
THE IMPORTANCE OF ROCOF IN THE POWER SYSTEM WITH HIGH SCALE OF
INVERTERS BASED POWER PLANTS
ABSTRACT
By integrating new generation technologies into the electric power system (EPS) which are mainly
inverter-based, the characteristics of the conventional bulk EPS are significantly changed leading to a
reduction of synchronous inertia which causes faster frequency dynamics. Synchronous inertia directly
affects the maximum value of the rate of change of frequency (ROCOF). The importance of ROCOF is
vital: ROCOF is the main parameter for Loss of Mains relay; ROCOF is used as an input parameter for
Fast Frequency Response and Synthetic Inertial Response control algorithms; ROCOF can be used as a
metric parameter for under-frequency load shedding.
In this paper, the importance of ROCOF in the inverter rich EPS will be described in detail, different
grid code versions concerning ROCOF will be presented and the results of ROCOF analysis in Croatian
EPS with respect to the future renewable energy source (RES) share scenarios will be shown.
Key words: ROCOF, inertia, frequency dynamics, EPS inverter-based
14. simpozij o vođenju EES-a
Opatija, 8. − 11. studenoga 2020.
HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA
ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ
X-XX

2
1. UVOD
Elektroenergetski sustav (EES) prolazi kroz veliku promjenu paradigme, a trenutni je izazov
osigurati održiv EES (niskougljični ili bez ugljika) uz uključivanje svih novih tehnologija koje su uglavnom
temeljene na izmjenjivačima. Takvi uređaji uključuju proizvodne jedinice na obnovljive i konvencionalne
izvore energije, trošila i spremnike energije. Povećana integracija ovih uređaja značajno mijenja
karakteristike konvencionalnog EES-a te dolazi do smanjenja sinkrone inercije što uzrokuje bržu dinamiku
promjene frekvencije. Sinkrona inercija izravno utječe na najveću vrijednost parametra brzine promjene
frekvencije (ROCOF, engl. Rate of Change of Frequency). Ovaj parametar nije bio od velike važnosti u
konvencionalnim EES-ima upravo zbog dostatne inercije sinkronih generatora koja ograničava i sprječava
pojavu velikih vrijednosti ROCOF-a. Međutim u novije vrijeme ovaj parametar poprima sve veću važnosti
jer s jedne strane sve većom integracijom elektrana temeljenim na izmjenjivačima koje inherentno ne
doprinose inerciji sustava, te s druge strane isključivanjem sinkronih generatora dolazi do pojave velikih
vrijednosti ROCOF-a uslijed poremećaja u sustavu. Odnos između udjela OIE spojenih preko izmjenjivača
na mrežu i ROCOF-a nije eksplicitan te se zbog toga posljednjih godina provode brojna istraživanja kako
bi se što jasnije ustvrdio taj odnos. Teoretski najviša vrijednost ROCOF-a, u trenutku nastanka poremećaja
t=0+, ovisi o ukupnoj inerciji sustava i veličini poremećaja [1]:

 
 





pri čemu je 
 nazivna frekvencija [Hz],  veličina poremećaja [MW] koja može predstavljati gubitak
tereta ili proizvodnje, i  konstanta tromosti [s] i prividna snaga sinkrone jedinice i [MVA]. Na slici 1,
prikazana je ovisnost maksimalnog ROCOF-a o konstanti tromosti sustava za različite veličine poremećaja
s obzirom na (1). Može se primijetiti kako se vrijednost ROCOF-a značajno povećava uz smanjenje
konstante tromosti te povećanje veličine poremećaja.
Slika 1. Ovisnost ROCOF-a o konstanti tromosti sustava
S obzirom da je neizbježno filtriranje signala frekvencije prije obrade, izmjerene vrijednosti ROCOF-a
uvijek će biti manje nego teoretski maksimum. Osim toga, uslijed njihanja rotora dolazi do osciliranja
ROCOF-a te zbog tog vrlo važnu ulogu ima i vremenski okvir unutar kojeg se mjeri ROCOF. Izmjerene
vrijednosti ROCOF-a mogu se uvelike razlikovati s obzirom na vremenski okvir kao što je prikazano na
slici 2 [2]. Vremenski okvir nije jednoznačno određen, nego ovisi o vrsti fenomena koji se istražuje. Tako
se kraći vremenski okvir koristi u slučaju istraživanja ROCOF-a na lokalnoj razini, dok duži vremenski
okvir može se koristiti u slučaju istraživanja ROCOF-a na razini cijelog sustava.

3
Slika 2. Utjecaj duljine vremenskog okvira na izmjerene vrijednosti ROCOF-a [2]
Visoke vrijednosti ROCOF-a značajno utječu na održavanje stabilnosti frekvencije u EES-u. Prije svega,
mogu prouzročiti nepotrebno aktiviranje releja za zaštitu od otočnog pogona te u tom slučaju isključivanje
elektrane s mreže dovodi do još većih problema. Nadalje, u slučaju stvarnog poremećaja i pojave visokog
ROFOC-a, može se dogoditi da konvencionalni algoritmi za podfrekvencijsko rasterećenje više nisu
sposobni na vrijeme reagirati te tako održati stabilnost sustava. Osim toga, sve većom integracijom OIE
dolazi do sve veće potrebe za omogućavanjem takvim izvorima pružanje sintetičkog inercijskog odziva
koji se temelji na ROCOF-u kako bi se održala stabilnost sustava.
U nastavku rada, navedeni problemi i primjena ROFOC-a se detaljnije obrađuju. Predstavljeno je
trenutno stanje mrežnih pravila nekih europskih i svjetskih EES-a vezanih uz otpornost na ROCOF, te na
kraju su prikazani rezultati provedenih ispitivanja ROCOF-a na razvijenom modelu hrvatskog EES-a s
obzirom na različite udjele proizvodnje iz vjetroelektrana.
2. PRIMJENA ROCOF-A
2.1. Zaštita od otočnog pogona
Uslijed poremećaja u EES-u, može se dogoditi da se dijelovi distribucijske mreže odvoje od
glavnog sustava. Ako u dijelu mreže koji se odvojio od glavnog sustava postoji distribuirani izvor, tada on
nastavlja napajati lokalne potrošače u tom dijelu mrežu. Dakle, neovisan rad dijela distribucijske mreže
nakon odvajanja od glavnog sustava naziva se otočni pogon. Iako je u nekim situacijama nastavak napajanja
izdvojenog dijela mreže poželjan, u većini EES-a otočni pogon u distribucijskoj mreži je zabranjen. Razlog
tome je što velik broj distributivnih izvora (vjetroelektrane, fotonaponske elektrane) nema sposobnost
regulacije frekvencije i napona te u slučaju otočnog pogona takvih izvora neki od sljedećih problema mogu
nastati: razlika u sinkronizmu (asinkroni uklop) prilikom povratnog uključenja na glavni dio mreže može
dovesti do velikih oštećenja pogonske opreme; loša kvaliteta napona na priključcima potrošača; ugrožena
sigurnost radnika ako je dio mreže ostao pod naponom.
Jedna od najčešćih metoda zaštite od otočnog pogona je metoda temeljena na ROCOF-u. Metoda
je razvijena na činjenici da će otočni sustav u početnim trenucima razdvajanja imati neravnotežu između
proizvedene snage i potrošnje te će uslijed toga doći do pojave mnogo većih ROCOF-a nego što su
uobičajene vrijednosti u normalnom sustavu. Dakle, zaštitni uređaji, nakon što izmjere ROCOF veći od
podešenog praga, isključuje elektranu s mreže.
Međutim, u EES-ima sa sve većim brojem elektrana temeljenih na izmjenjivačima, dolazi do
smanjenja inercije sustava te posljedično, do pojave većih ROCOF-a tijekom normalnog pogona. U takvim
sustavima može doći do problema uslijed uklopa/isklopa većih tereta, prijelaznih pojava ili nekog kvara u
mreži koji može uzrokovati proradu zaštitnog releja koji će nepotrebno isključiti generator s mreže.
Podešenja ROCOF releja moraju biti takva da s jedne strane relej ne reagira na prijelazne pojave, a s druge
strane da prepozna otočni pogon te pravovremeno isključi elektranu s mreže. U konvencionalnim EES-ima,

4
ROCOF prag na koji relej reagira mogao se odrediti npr. s obzirom na vrijednost ROCOF-a prilikom ispada
najveće moguće jedinice. U EES-ima s velikim brojem elektrana temeljenih na izmjenjivačima taj podatak
više nije relevantan zbog smanjene inercije sustava. Općenito, operator sustava bi trebao odrediti postavke
releja uzimajući u obzir jedinstvena svojstva EES-a. Uobičajeni prag releja u konvencionalnim sustavima
bio je oko 200 mHz/s, dok u današnjim sustavima s velikom integracijom OIE, taj prag može imati
vrijednost do 1 Hz/s [3]. ENTSO-E preporuke s obzirom na mjerenje ROCOF-a nalažu točnost mjerenja
do 0.05 Hz/s, mjerni interval između 180 ms i 240 ms, te maksimalno kašnjenje između 90 ms i 120 ms
[4].
2.2. Podfrekvencijsko rasterećenje
Podfrekvencijsko rasterećenje je mjera operatora prijenosnog sustava za održavanje stabilnosti
sustava i sprječavanje mogućeg raspada EES-a uslijed velikog odstupanja frekvencije od nazivne
vrijednosti. Osnovna ideja ove mjere je isključivanje određenog dijela potrošnje nakon što frekvencija
padne ispod određene vrijednosti. Na taj način smanjuje se nastala neravnoteža između proizvodnje i
potrošnje. Prema mrežnim pravilima hrvatskog EES-a [5], isključivanje potrošnje izvršava se u nekoliko
stupnjeva, a prvi stupanj je uobičajeno isključivanje oko 5% potrošnje nakon što frekvencija padne ispod
49.0 Hz.
Kao i u slučaju zaštite od otočnog pogona, u novijim EES-ima s velikom integracijom obnovljivih
izvora energije koji se putem pretvarača spajaju na mrežu, dolazi do pojavljivanja situacija u kojima ove
mjere više nisu dostatne te su nužne promjene i unaprjeđenja algoritama na kojima se temelje. Kao primjer
može se navesti događaj koji je doveo do raspada EES-a Južne Australije u rujnu 2016. godine [6]. U
trenutku nastanka poremećaja, vjetroelektrane su napajale 50% opterećenja, te je došlo do pada frekvencije
od skoro 4 Hz u manje od jedne sekunde, uz procijenjeni početni ROCOF od 6.25 Hz/s. U ovakvim
slučajevima pojave velike dinamike promjene frekvencije, konvencionalni algoritmi podfrekvencijskog
rasterećenja koji se temelje samo na odstupanju frekvencije nisu sposobni zaustaviti daljnji pad frekvencije
te spriječiti raspad EES-a.
U ovakvim EES-ima, napredniji algoritmi podfrekvencijskog rasterećenja temeljeni na ROCOF-u
moraju se koristiti za uspješnu zaštitu od nepredviđenih događaja i poremećaja. U trenucima velike
proizvodnje iz OIE u sustavu, tj. smanjenje inercije, nakon što se poremećaj dogodi, releji
podfrekvencijskog rasterećenja temeljeni na ROCOF-u mogu aktivirati isključivanje određenog dijela
potrošnje prije nego frekvencija padne ispod praga koji bi aktivirao isključenje potrošnje u slučaju
uobičajenog algoritma podfrekvencijskog rasterećenja. U idealnom slučaju, pomoću izmjerene vrijednosti
ROCOF-a i inercije sustava, te korištenjem osnovne formule za izračun ROCOF-a (1) mogla bi se odrediti
veličina poremećaja tj. ispada proizvodnje te tako odrediti optimalni postotak isključenja potrošnje. Na ovaj
način, prijevremeno isključivanje potrošnje ostavlja sustavu i generatorima više vremena za reagiranje.
Nedostatak ove metode je, kao i u slučaju releja za zaštitu od otočnog pogona, mogućnost lažnog
aktiviranja uslijed prijelaznih pojava u sustavu, stoga je potrebno detaljno istraživanje i razvoj ovih metoda
kako bi se izbjegle nepoželjne reakcije. Osim toga, potrebno je i odrediti postotke rasterećenja s obzirom
na vrijednost ROCOF-a. To uvelike ovisi o svojstvima i dinamici pojedinog EES-a, te se zbog toga postavke
releja mogu značajno razlikovati u različitim EES-ima. Primjer mogućih postavki releja prikazan je u tablici
1 [7].
Tablica 1. Primjer plana podfrekvencijskog rasterećenja temeljenog na ROCOF-u
ROCOF [Hz/s]
0.3
0.4
0.6
0.7
1
1.2
Rasterećenje [%]
5
5
5
10
15
10
Ukupno rasterećenje [%]
5
10
15
25
40
50
U radu [7], autori koriste podatke iz tablice 1 kako bi analizirali podfrekvencijsko rasterećenje sustava IEEE
39 čiji je ukupni kapacitet približno 20 GW pri čemu je udio vjetroelektrana približno 10% ukupnog
kapaciteta. Analizira se situacija ispada proizvodnje od 0.1 pu te se podfrekvencijsko rasterećenje temeljeno

5
na ROCOF-u pokazalo kao učinkovitije rješenje u odnosu na uobičajeno podfrekvencijsko rasterećenje. Još
jedno zanimljivo rješenje naprednijeg algoritma podfrekvencijskog rasterećenja predloženo je u [8]. Autori
koriste izmjerene vrijednosti i ROCOF-a i odstupanja frekvencije kako bi aktivirali potrebno rasterećenje.
Shema algoritma prikazana je na slici 3. Osjetljivost algoritma može se regulirati podešavanjem vrijednosti
koeficijenta k. Uobičajena vrijednost koeficijenta k je 0.1.
Slika 3. Shema algoritma podfrekvencijskog rasterećenja temeljenog na ROCOF-u i frekvenciji [8]
2.3. Sintetički inercijski odziv i brzi frekvencijski odziv
ROCOF signal može se koristiti kao ulazni parametar u upravljačkim algoritmima za sintetički
inercijski odziv (SIO) i brzi frekvencijski odziv (BFO). Iako su ova dva pojma (SIO i BFO) često
međusobno zamjenjiva, treba se napomenuti da SIO primarno označava injektiranje radne snage iz
kinetičke energije agregata dodavanjem upravljačkih petlji osjetljivih na ROCOF (npr. vjetroagregati tipa
III i IV), dok BFO je pojam vezan uz OIE koji nemaju rotirajućih dijelova (npr. fotonaponske elektrane), a
koji zahvaljujući brzom odzivu pretvarača mogu reagirati u vremenskom okviru jednakom inercijskom
odzivu sinkronih generatora.
SIO vjetroagregata proizvodi dodatnu snagu privremenim usporavanjem rotora turbine te se na taj
način iskorištava kinetička energija spremljena u lopaticama turbine. Na slici 4, prikazan je uobičajeni
koncept upravljanja vjetroagregata za omogućavanje SIO. Mjerenjem mrežne frekvencije fs te na temelju
ROCOF-a (df/dt) i koeficijenta pojačanja Kv, proizvodi se dodatna snaga δ koja zbrojena s optimalnom
snagom Pmppt čini novu referentu snagu koja se propagira u upravljački sustav pretvarača. Koeficijent Kv
naziva se sintetičkom konstantom tromosti i važno je reći da ne predstavlja fizičko značenje kao što je
slučaj s konstantom tromosti sinkronih generatora. Postavljanjem Kv na različite vrijednosti postiže se veći
ili manji SIO, što znači da je SIO vjetroagregata potpuno upravljiv za razliku od inercijskog odziva
sinkronih generatora s kojim se ne može upravljati.
Slika 4. Koncept sintetičkog inercijskog odziva vjetroagregata tipa III/IV
S obzirom da fotonaponske elektrane nemaju rotirajućih dijelova koji bi mogli smanjiti ili
povećavati svoju kinetičku energiju, SIO kao kod vjetroagregata nije moguć u ovom slučaju. Postoji,
međutim, rješenje koje omogućuje SIO fotonaponskih elektrana, a to se rješenje temelji na iskorištavanju
spremljene energije kondenzatora na DC-spoju. Češće je rješenje ipak BFO fotonaponskih elektrana koje
se temelji na radu u točki ispod maksimalne snage (engl. de-loading mode) kako bi se osigurala dodatna
snaga koja bi se mogla injektirati u mrežu tijekom pada frekvencije. Na slici 5, prikazan je koncept
upravljanja fotonaponskom elektranom za pružanje BFO.
-k> ROCOFprag  fprag – k· ROCOF
ROCOF
f
– k· ROCOF Rasterećenje

6
Slika 5. Koncept brzog frekvencijskog odziva fotonaponske elektrana
Rpv predstavlja statičnost, a Hpv sintetičku konstantu tromosti FNE. Važno je napomenuti da su vrijednosti
Rpv i Hpv proizvoljne i fleksibilne tj. nisu ograničene uskim intervalom mogućih vrijednosti te ovisno o
željenoj brzini odziva, mogu se postaviti na niže ili više vrijednosti. Pmppt je trenutna maksimalna snaga,
Pdel je iznos snage rezerve, a PBFO predstavlja dodatnu snagu proizvedenu tijekom BFO-a.
Kao što se vidi, mjerenje frekvencije i ROCOF-a ima značajnu ulogu za SIO i BFO. Od algoritama
se zahtijeva razlikovanje ROCOF-a koji se može pojaviti uslijed pravog poremećaja od ROCOF-a koji se
pojavljuje kao posljedica kratkotrajnih prijelaznih pojava ili sklopnih operacija u sustavu kako bi generator
mogao ili pružiti SIO i BFO kad je zaista potrebno ili nastaviti normalan rad u drugim slučajevima. Problem
koji se ovdje pojavljuje je taj što se s jedne strane ROCOF uobičajeno mjeri unutar vremenskog okvira od
500 ms kako bi se dobila što pouzdanija informacija o ROCOF-u i poremećaju koji se dogodio, dok s druge
strane, što je duži interval mjerenja ROCOF-a, to je sporije djelovanje SIO-a i BFO-a te posljedično manji
sveukupni doprinos sustavu. Dakle, potrebno je pronaći kompromis između duljine intervala mjerenja
ROCOF-a te željene brzine djelovanja SIO-a i BFO-a.
3. MREŽNA PRAVILA – OTPORNOST NA ROCOF
Otpornost na ROCOF (engl. ROCOF withstand capability) podrazumijeva sposobnost proizvodne
jedinice da ostane priključena na mreži sve dok je vrijednost ROCOF-a ispod granice definirane od strane
OPS-a ili dok se isključenje ne dogodi proradom releja za zaštitu od otočnog pogona. Pri definiranju
granične vrijednosti ROCOF-a treba uzeti u obzir karakteristike EES-a kao što su veličina, vrsta
proizvodnih jedinica, povezanost s drugim EES-ima, konstanta tromosti itd. OPS može odrediti graničnu
vrijednost ROCOF-a, pri kojoj proizvodna jedinica treba ostati priključena na mreži, na temelju detaljne
analize i simulacije sustava pri poremećajima ili koristeći podatke koji su prikupljeni tijekom stvarnih
poremećaja u sustavu. U slučaju simulacije sustava, najčešće se analizira referentni poremećaj radne snage
koji može biti npr. ispad najveće proizvodne jedince.
Općenito gledano, veliki EES-i trenutno još nemaju izraženih problema zbog smanjenja inercije
sustava. Studija predstavljena u [9] analizira ROCOF u ENTSO-E CE sinkronoj zoni pri različitim
poremećajima. Vrijednosti ROCOF-a dobivene pri poremećajima od 20% tereta unutar su intervala 500
mHz/s do 1 Hz/s, a vrijednosti iznad 1 Hz/s smatraju se kritičnim za pogon sustava. Ipak, simulacije za
buduće scenarije predviđaju pojavu vrijednosti ROCOF-a do 2 Hz/s pri poremećajima od 40% tereta.
Međutim, kinetička energija potrebna za održavanje ROCOF-a sinkrone zone CE unutar 1 Hz/s, pri
referentnom poremećaju od 3 GW, procijenjena je na 75 GWs što je značajno manje od procijenjene
kinetičke energije sadržane u sustavu te se može zaključiti da takav poremećaj ne predstavlja opasnost za
prekoračenje kritičnih vrijednosti za pogon sustava. ENTSO-E još nije odredio zajednički standard za
granične vrijednosti ROCOF-a nego je prepustio svakom pojedinom OPS unutar sinkrone zone da definira
vrijednosti unutar vlastitog EES-a. U tablici 2 prikazane su granične vrijednosti ROCOF-a za nekoliko
europskih i svjetskih EES-a [10] .Sustavi koji se suočavaju s potrebom promjene mrežnih pravila u pogledu
otpornosti na ROCOF uglavnom su mali i veliki otočni EES-i. Irski EES povećao je graničnu vrijednost
otpornosti na ROCOF s početnih 0.5 Hz/s na 1 Hz/s mjereno unutar vremenskog okvira od 500 ms; EES
Velike Britanije povećao je graničnu vrijednost otpornosti na ROCOF s početnih 0.125 Hz/s na 0.5 Hz/s za
postojeće generatore te na 1 Hz/s za nesinkrone i sve nove generatore, također unutar vremenskog okvira
od 500 ms [11]. U nekim otočnim sustavima, iako dolazi do pojave visokih ROCOF-a tijekom poremećaja,
2Hpv
1
Rpv
ROCOF
Δ fs
+
+-
+
+
Pmppt
Pdel
Pmax
Pmin
Upravljanje
pretvaračem
PBFO Mreža

7
revizija mrežnih pravila u tom pogledu nije se još dogodila. Tako npr. poremećaj u EES-u Cipra uzrokovao
je ROCOF od 1.3 Hz/s, u EES-u Novog Zelanda 0.73 Hz/s, u EES-u Havaja 0.38 Hz/s, međutim kao što je
rečeno, još ne postoje odredbe vezane uz otpornost na ROCOF [12].
Tablica 2. Odredbe mrežnih pravila europskih i svjetskih EES u vezi otpornosti na ROCOF
EES
Otpornost na ROCOF
Njemačka
2 Hz/s (500 ms)
UK
1 Hz/s (500 ms)
Danska
2 Hz/s (500 ms)
Irska
1 Hz/s (500 ms)
Italija
2.5 Hz/s (100 ms)
Južna Afrika
1.5 Hz/s (samo za OIE)
Australija
Nema odredbi
Novi Zeland
Nema odredbi
USA
Nema odredbi
4. ROCOF U HRVATSKOM ELEKTROENERGETSKOM SUSTAVU
Integracija OIE, prvenstveno vjetroelektrana, u hrvatskom EES-u također je u stalnom porastu.
Prema posljednjem mjesečnom izvještaju o proizvodnji vjetroelektrana u Hrvatskoj [13], u travnju 2020.
godine je u Hrvatskoj u redovnom pogonu bilo 19 vjetroelektrana, s ukupno instaliranom snagom od 576
MW, dok su u probnom pogonu/izgradnji bile još 3 vjetroelektrane, ukupne instalirane snage od 162,25
MW. Osim ukupnog instaliranog kapaciteta VE, vrlo značajan podatak je udio proizvodnje VE u pokrivanju
satnog opterećenja sustava. Prema navedenom izvještaju, najveći udio proizvodnje VE u pokrivanju satnog
opterećenja hrvatskog EES-a iznosio je 41.2%, dok u prosjeku taj udio iznosi 15%. S obzirom na veliki
porast integracije VE i njihovu sve važniju ulogu u pokrivanju dnevnog opterećenja, u [14] provedeno je
istraživanje utjecaja različitih udjela proizvodnje VE na frekvencijsku stabilnost hrvatskog EES-a u
otočnom pogonu s naglaskom na početnu vrijednost ROCOF-a. Osim utjecaja samog udjela proizvodnje iz
VE, također je analiziran i utjecaj topologije mreže (radijalna i petljasta), električne udaljenosti te
geografske rasprostranjenosti inercije u sustavu na ROCOF. Kako bi se sve to ispitalo, sustav je podijeljen
na četiri dijela (Osijek, Zagreb, Rijeka, Split), pri čemu svaki dio predstavlja jedan tzv. centar inercije (engl.
CoI). U svakom dijelu, sve hidroelektrane su modelirane kao jedna elektrana s agregiranim parametrima,
isto vrijedi i za termoelektrane te vjetroelektrane. Vjetroelektrane su smještene u dijelovima Rijeka i Split,
dok dijelovi Zagreb i Osijek se sastoje isključivo od sinkrone inercije. Na slici 6, prikazan je koncept modela
hrvatskog EES-a.
Slika 6. Koncept modela hrvatskog EES-a [14]
π
π
π
π
ZG OS
RI ST
SG
Single-mass steam
turbine + AVR
Nonlinear hydro
turbine + AVR
RI Load
CoI RI
SG
ZG Load
CoI ZG
SG
OS Load
CoI OS
SG
DFIG
ST Load
CoI ST
Nonlinear hydro
turbine + AVR
Nonlinear hydro
turbine + AVR
Single-mass steam
turbine + AVR Single-mass steam
turbine + AVR
0.575/20 kV 2 0/230 kV
DFIG
25 km
25 km
π
SG
π
SG 25 km
25 km
50 km 300 km
200 km
100 km
20/230 kV
20/230 kV
20/230 kV
20/230 kV
0.575/20 kV
20/230 kV
20/230 kV
20/230 kV
π π

8
Glavna namjera je bila analizirati promjenu početnog ROCOF-a uz povećanje kapaciteta VE u sustava i
posljedično smanjenje kapaciteta termoelektrana. Analizirana su četiri scenarija: 1) bazni scenarij koji
predstavlja trenutno stanje sustava s 17% udjela VE u ukupnom kapacitetu, 2) povećanje VE kapaciteta na
25%, 3) povećanje VE kapaciteta na 30%, te 4) povećanje VE kapaciteta na 40%. Daljnje povećanje VE
kapaciteta nije analizirano jer bi to podrazumijevalo isključivanje nekih hidroelektrana iz pogona što nije
trenutno realan scenarij. Simulira se poremećaj porasta opterećenja za 250 MW (10%). Važno je
napomenuti da radijalna mreža predstavlja stvarno stanje nakon prelaska u otočni pogon, dok petljasta
mreža je modelirana dodavanjem zamišljenog voda koji bi spajao centre Split i Osijek. U tablici 3 prikazani
su najznačajniji rezultati ispitivanja tj. minimalni i maksimalni ROCOF uzimajući u obzir lokaciju
poremećaja te topologiju mrežu. Dodatno, na slici 7 prikazan je ROCOF mjeren na lokaciji Split u slučaju
poremećaja u Splitu za sve četiri udjela VE. ROCOF je mjeren unutar vremenskog okvira od 5 ms. Rezultati
su prikazani za tri scenarija, bazni scenarij VE 17%, scenarij VE 25% te scenarij VE 40%. Oznaka (lok.)
predstavlja lokaciju mjerenja ROCOF-a.
Tablica 3. Rezultati analize ROCOF-a s obzirom na udio proizvodnje iz VE
ROCOF [Hz/s]
Bazni scenarij (VE 17%)
2. scenarij (VE 25%)
3. scenarij (VE 40%)
radijalna
petljasta
radijalna
petljasta
radijalna
petljasta
min
(lok.)
max
(lok.)
min
(lok.)
max
(lok.)
min
(lok.)
max
(lok.)
min
(lok.)
max
(lok.)
min
(lok.)
max
(lok.)
min
(lok.)
max
(lok.)
Lokacija poremećaja
Os
-0.05
(St.)
-2.01
(Os.)
-0.23
(Ri.)
-1.59
(Os.)
-0.10
(St.)
-2.10
(Os.)
-0.26
(Ri.)
-1.72
(Os.)
-0.11
(St.)
-2.40
(Os.)
-0.43
(St.)
-1.83
(Os.)
Zg
-0.18
(St.)
-0.65
(Os.)
-0.29
(St.)
-0.59
(Os.)
-0.27
(St.)
-0.72
(Os.)
-0.36
(St.)
-0.63
(Os.)
-0.33
(St.)
-1.25
(Zg.)
-0.43
(St.)
-1.18
(Zg.)
Ri
-0.34
(Zg.)
-0.66
(Ri.)
-0.38
(Zg.)
-0.62
(Ri.)
-0.46
(St.)
-0.74
(Ri.)
-0.46
(St.)
-0.69
(Ri.)
-0.54
(St.)
-1.24
(Ri.)
-0.72
(St.)
-1.10
(Ri.)
St
-0.31
(Os.)
-0.96
(St.)
-0.34
(Zg.)
-0.83
(Os.)
-0.34
(Os.)
-0.99
(St.)
-0.38
(Zg.)
-0.90
(St.)
-0.57
(Os.)
-1.12
(St.)
-0.70
(Zg.)
-1.04
(St.)
Slika 7. ROCOF u Splitu u slučaju poremećaja u Splitu, radijalna mreža (lijevo), petljasta mreža (desno)
[14]

9
Analizirajući dobivene rezultate može se zaključiti sljedeće:
• Bez obzira na lokaciju poremećaja i mjerenja, kao i topologiju mrežu, s porastom udjela
proizvodnje VE, povećava se i ROCOF
• Najveće vrijednosti ROCOF-a pojavljuju se u Osijeku. Razlog tome je činjenica da CoI Osijek u
modelu ima najmanju vrijednost inercije, što je potvrda činjenice da inercija izravno utječe na
ROCOF
• Vrlo visoki iznosi ROCOF-a, veći od 2 Hz/s, mogu se pojaviti već u trenutnom stanju u slučaju
većih poremećaja
• Dodavanje novog voda smanjuje vrijednosti maksimalnog ROCOF-a, ali isto tako poveća iznose
minimalnih ROCOF-a. Objašnjenje je to što boljom povezanošću mreže, iznosi ROCOF-a mjereni
na različitim lokacijama teže u jednu zajedničku, prosječnu vrijednost ROCOF-a. Ta vrijednost
poznata je kao ROCOF sustava (engl. system ROCOF)
ZAKLJUČAK
U ovom radu analiziran je ROCOF, njegova važnost i primjena, u budućim EES-ima s visokim
udjelom elektrana i uređaja temeljenim na izmjenjivačima. Jedna od značajnih razlika tih EES-a u odnosu
na konvencionalne EES-e je dosta niža količina sinkrone inercije tj. konstanta tromosti sustava. U takvim
sustavima dolazi do povećavanja početne vrijednosti ROCOF-a što prouzrokuje brojne probleme u sustavu
u pogledu održavanja stabilnosti. Jedan od problema je mogućnost nepotrebne prorade releja za zaštitu od
otočnog pogona jer sada uobičajene vrijednosti ROCOF-a mogu biti veće od postavljene proradne
vrijednosti releja. Dodatno, vrlo visoke vrijednosti ROCOF-a stvaraju probleme za podfrekvencijsko
rasterećenje koje u takvim slučajevima ne uspijeva dovoljno brzo reagirati kako bi se očuvala stabilnost
sustava. Za ovakve sustave, od velike važnosti postaje ROCOF u primjeni sintetičkog inercijskog odziva
ili naprednih algoritama za podfrekvencijsko rasterećenje za očuvanje stabilnosti. Osim toga, operatori
sustava primorani su revidirati mrežna pravila u pogledu otpornosti na ROCOF. Općenito, mali i veliki
otočni sustavi, kao što je EES Irske ili EES Velike Britanije, revidirali su mrežna pravila podizanjem
granične vrijednosti otpornosti na ROCOF, na 1 Hz/s u slučaju navedenih EES-a, dok veliki EES-i, kao što
je ENTSO-E CE sinkrona zona, nemaju još potrebu za tim. U slučaju hrvatskog EES-a, predstavljeni
rezultati ispitivanja ROCOF-a s obzirom na trenutne i buduće udjele proizvodnje iz VE ukazuju na
mogućnost pojave vrlo visokih ROCOF-a, preko 2 Hz/s, u slučaju otočnog pogona, stoga se može zaključiti
da će do nužnih promjena u vođenju i pogonu sustava doći i u hrvatskom EES-u ako se nastavi trend
povećanja integracije elektrana i uređaja temeljenih na izmjenjivačima.
ZAHVALA
Istraživanje je provedeno u sklopu projekta WINDLIPS – WIND energy integration in Low Inertia
Power System Hrvatske zaklade za znanost, br. HRZZ-PAR-02-2017-03.
LITERATURA
[1] ENTSO-E “Rate of Change of Frequency (RoCoF) withstand capability" ENTSO-E guidance
document for national implementation for network codes on grid connection,”
02.11.2017. Dostupno na: https://consultations.entsoe.eu/system-development/entso-e-connection-
codes-implementation-guidance-d-4/user_uploads/5---igd-on-rocof.pdf
[2] G. Rietveld, D. Colangelo, A. Roscoe, and K. Johnstone, “Evaluation report on the problem of
ROCOF measurement in the context of actual use cases and the ‘wish list’ of accuracy and latency
from an end-user point of view.” project report, dostupno na: http://www.rocofmetrology.eu/wp-
content/uploads/sites/21/2018/10/ROCOF-Uses-Cases-and-Test-Conditions-V1.pdf

10
[3] M. Lukač, Z. Matišić, “Primjena ROCOF zaštitne funkcije u distribucijskoj mreži” HO CIRED
savjetovanje, Opatija 13.-16.05.2018.
[4] ENTSO-E, RG-CE System Protection & Dynamics Sub Group, “Frequency Measurement
Requirements and Usage”, - Final Version 7 published 29 Jan. 2018, Available on-line at:
https://docstore.entsoe.eu/Documents/SOC%20documents/Regional_Groups_Continental_Europe/
2018/TF_Freq_Meas_v7.pdf,
[5] Hrvatski operator prijenosnog sustava "Mrežna pravila prijenosnog sustava", 12.07.2017. dostupno
na: https://narodne-novine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2017_07_67_1585.html
[6] R. Yan, N. Al-Masood, T. Kumar Saha, F. Bai, and H. Gu, “The anatomy of the 2016 South
Australia blackout: A catastrophic event in a high renewable network,” IEEE Trans. Power Syst.,
vol. 33, no. 5, pp. 5374–5388, Sep. 2018.
[7] Y. Zuo, G. Frigo, A. Derviškadić, and M. Paolone, “Impact of Synchrophasor Estimation
Algorithms in ROCOF-Based Under-Frequency Load-Shedding,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 35,
no. 2, pp. 1305–1316, Mar. 2020.
[8] H. Bevrani "Robust power system frequency control". Springer, 2009. poglavlje 8., stranica 238.
[9] ENTSO-E-RG-CE System Protection & Dynamics Sub Group, "Frequency Stability Evaluation
Criteria for the Synchronous Zone of Continental Europe" 2016,
[10] R. Brundlinger “Grid Codes in Europe - Overview on the current requirements in European codes
and national interconnection standards.” NEDO / IEA PVPS Task 14 Grid Code and RfG Workshop,
presentation, November 2019, Tokyo,
[11] J. Riesz and J. Palermo, “International Review of Frequency Control Adaptation" Australian Energy
Market Operator,” 2016.
[12] B. Hartmann, I. Vokony, and I. Táczi, “Effects of decreasing synchronous inertia on power system
dynamics—Overview of recent experiences and marketisation of services,” Int. Trans. Electr.
Energy Syst., vol. 29, no. 12, Dec. 2019.
[13] Hrvatski operator prijenosnog sustava “Mjesečni izvještaj o proizvodnji vjetroelektrana u
Hrvatskoj” Travanj, 2020
[14] J. Đaković, M. Krpan, P. Ilak, T. Baškarad, and I. Kuzle, “Impact of wind capacity share, allocation
of inertia and grid configuration on transient RoCoF: The case of the Croatian power system,” Int.
J. Electr. Power Energy Syst., vol. 121, p. 106075, Oct. 2020.