1 Uvod Podfrekvenčna zaščita je eden od mehanizmov za preprečitev razpada elektroenergetskega sistema (EES) pri večjih motnjah, kot so npr. izpadi večjih agregatov ali pomembnejših vodov in transformatorjev. Ko sta proizvodnja in poraba v sistemu v ravnotežju, naj bi bila sistemska frekvenca enaka 50 Hz. Ob primanjkljaju proizvodnje pade frekvenca, kar je posledica zaviranja generatorjev, saj se del manjkajoče energije pokrije iz njihovih rotirajočih mas. Na padec frekvence se odzovejo bremena s svojo samoregulacijo. Ta je na srečo v glavnem taka, da se s padcem frekvence zmanjša tudi moč bremen. Zato se čez določen čas frekvenca ustali na neki vrednosti, ki je višja od najnižje dosežene med prehodnim pojavom. Lahko pa se zgodi, da je frekvenca po prehodnem pojavu tako nizka, da ne omogoča več stabilnega delovanja sistema. Predvsem termoelektrarne ne dopuščajo obratovanja na prenizki frekvenci. Takrat lahko pride do frekvenčne nestabilnosti, ki lahko povzroči popoln razpad sistema. Edini mogoči ukrep pri tem je razbremenjevanje bremen, ki se ponavadi izvede avtomatično, z določitvijo stopenj razbremenjevanja, zakasnilnega časa in nabora prizadetih odjemalcev. Posebej zadnje je zelo kočljiva naloga, ki je povezana z velikimi stroški. Pri industriji pomeni izpad napajanja tudi izpad proizvodnje. Zato je treba shemo podfrekvenčnega razbremenjevanja skrbno načrtovati glede izbire stopenj razbremenjevanja ter kvantitativne in kvalitativne določitve odjemalcev, ki pridejo v poštev za razbremenitev. Nastavitev podfrekvenčnih relejev v slovenskem EES ne izhajajo iz sedanjega stanja slovenskega EES, še manj pa ustrezajo razmeram, ki so nastale z uvedbo trga z električno energijo. Zato bo ob veliki motnji v sistemu njeno delovanje neustrezno in bo povečalo verjetnost razpada. Omejevanje dobave električne energije se trenutno izvaja skladno z "Uredbo o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu" [1]. Po uvedbi trga z električno energijo so se razmere v našem sistemu spremenile in navodila iz omenjene uredbe je treba ustrezno prilagoditi. Pri tem se je treba v največji meri opreti na obstoječo zakonodajo in postopke v državah Evropske unije, ki so se izkazali za ustrezne. Edino tako se bomo izognili razpadu sistema, podobnemu italijanskemu leta 2003, ko je kljub delovanju podfrekvenčnega razbremenjevanja sistem popolnoma razpadel. V prvi fazi članka smo se posvetili shemi avtomatskega podfrekvenčnega razbremenjevanja v otočnem obratovanju sistema. Najprej smo s fizikalnega stališča proučili odziv sistema na večjo spremembo frekvence in odziv posameznih naprav v sistemu. Posebno pozornost smo namenili turbinam, generatorjem in bremenom, saj so ti najbolj občutljivi na spremembo frekvence. Na reduciranem modelu sistema smo simulirali vpliv ključnih parametrov na potek frekvence v sistemu po večjih motnjah. Analizirali smo mogoče nastavitve avtomatske podfrekvenčne zaščite, predvsem število stopenj in uporabo gradienta df/dt. Na koncu smo na dinamičnem modelu slovenskega EES simulirali frekvenčni odziv po izpadu večjih elektrarn in različne nastavitve podfrekvenčnega razbremenjevanja v otočnem obratovanju slovenskega EES. 2 Fizikalno ozadje frekvenčnega odziva Pri dinamičnem modeliranju EES za potrebe analize obnašanja sistema v otočnem obratovanju je treba največjo pozornost nameniti tistim parametrom, ki imajo velik vpliv na frekvenco pri motnjah v sistemu. To so statike turbinskih regulatorjev, konstanta pregrevanja pare parnih turbin, časovna konstanta vodnega udara hidrogeneratorjev in dinamična frekvenčna odvisnost bremen oziroma samoregulacija bremen. Dinamično frekvenčno obnašanje EES lahko ocenimo s pomočjo modela frekvenčnega odziva sistema [2]. Modeliramo regulacijo hitrosti celotnega sistema, ko se odzove na spremembo bremena. Zaradi lažje obravnave smo predpostavili, da proizvodnjo v sistemu sestavljajo pretežno parne turbine. Blokovni diagram frekvenčnega odziva prikazuje slika1. mK D Hs2 1 1 σ sT F R V 1 1 + − ∆P PGV Pm Pe Pa ∆ω +++ +- - - VF Slika 1: Model frekvenčnega odziva sistema Figure 1. System frequency response model Model frekvenčnega odziva sistemske frekvence po motnji je močno poenostavljen. Ob razvoju smo, da bi zagotovili uporaben model za približen opis delovanja sistema, izpustili veliko podrobnosti in zanemarili majhne časovne konstante in s tem hitre prehodne Prenova sheme podfrekvenčnega razbremenjevanja v slovenskem EES 169 pojave, ki na potek frekvence nimajo bistvenega vpliva. Model upošteva delež proizvodnje v visokotlačnem delu turbine FV, časovno konstanto pregretja pare TR, vztrajnostno konstanto H, dušenje sistema in samoregulacijo bremen D, faktor ojačenja mehanske moči Km in statiko regulatorja σ. Prenosna funkcija za model na sliki 1 je: ( ) ( )2 m V R R en 2 2 m n n 1 1 2 K F T s P T s P D K s s σω ω σ ξω ω + ∆ − +   ∆ = ⋅    + + +    (1) Kljub enostavnosti modela je ta še vedno dovolj dober in natančen za grobo oceno obnašanja sistema. Model pomaga razumeti, kako pomembni parametri sistema vplivajo na odziv frekvence. Če je model kompleksen, je težko razbrati vpliv posameznih parametrov, saj je delovanje zapletena funkcija številnih spremenljivk. Statike turbinskih regulatorjev, konstante pregrevanja pare parnih turbin in časovne konstante vodnega udara hidrogeneratorjev smo s pomočjo dejanskih podatkov za slovenski sistem zadovoljivo zajeli, medtem ko bi bilo treba pri določitvi parametrov bremen najprej narediti analizo tipov bremen velikih odjemalcev in bremen po posameznih odcepih v RTP. 3 Shema podfrekvenčnega razbremenjevanja Pri določitvi sheme podfrekvenčnega razbremenjevanja so nas vodile tri smernice: razbremenjevanje naj prepreči padec frekvence pod 47,5 Hz, kar bi povzročilo delovanje podfrekvenčne zaščite turbin; frekvenca naj se po predhodnem pojavu ustali na zadovoljivi vrednosti, za kar je dovolj že izpolnitev gornjega pogoja; razbremenjevanje naj prizadene čim manj porabnikov. V okviru teh zahtev smo preizkusili tri različice razbremenjevalnih shem: 1. nespremenljiv skupni obseg razbremenjevanja z nespremenljivimi posameznimi stopnjami; 2. nespremenljiv skupni obseg razbremenjevanja s spremenljivimi posameznimi stopnjami v odvisnosti od gradienta padca frekvence; 3. spremenljiv skupni obseg razbremenjevanja s spremenljivimi posameznimi stopnjami v odvisnosti od gradienta padca frekvence. 4 Preskusni sistem Teoretična izhodišča in smernice za shemo podfrekvenčnega razbremenjevanja smo preverili s simulacijami na dinamičnem modelu slovenskega EES. Analizirali smo različne možnosti podfrekvenčnega razbremenjevanja in obnašanje manjših sistemov, na katere bi lahko pri nesrečnem spletu okoliščin razpadel slovenski EES. Model slovenskega EES je vseboval celotno slovensko prenosno omrežje z napetostnimi nivoji 110, 220 in 400 kV. Predpostavili smo otočno obratovanje slovenskega EES, ker v povezanem sistemu podfrekvenčno razbremenjevanje ne pride do izraza. Predpostavili smo tudi, da pri razpadu slovenskega sistema v otoke zaradi varnostnih razlogov izklopimo jedrsko elektrarno Krško (JEK) iz omrežja. Bremena v slovenskem sistemu smo modelirali z direktno priključitvijo na 110 kV napetostni nivo ali ponekod na 35 kV napetostni nivo. Obremenitev sistema je ustrezala tipičnemu zimskemu dnevu z visoko dnevno konico in majhnimi prehodi moči skozi slovenski sistem. Model sistema je vseboval večje (>10 MW) elektrarne v slovenskem sistemu. Podatke za elektrarne smo dobili s pomočjo razpoložljivih študij [3]. Elektrarne z več agregati smo modelirali z ekvivalentnim agregatom na skupni osi. Generatorje smo modelirali z modelom 6. reda, ki vsebuje subtranzientni in tranzientni del. Uporabili smo generične turbinske in napetostne regulatorje po priporočilih IEEE [4]. Kotlovske regulacije nismo eksplicitno modelirali. Delovanje kotla je zajeto v modelu turbine. Pri simulaciji odziva sistema pri neravnovesju proizvodnje in porabe igra pomembno vlogo izbira modela bremena. Pomembna je frekvenčna odvisnost, ki pogojuje samoregulacijo bremen. Ta je enaka spremembi obremenitve zaradi padca frekvence. A ker pri padcu frekvence pade tudi napetost, je treba pozornost nameniti tudi napetostni odvisnosti. Modele porabnikov smo razdelili v več skupin, kot to prikazuje tabela 1. To so neposredni odjem na 110kV (TALUM, Železarna Jesenice, Železarna Ravne, Tovarna dušika Ruše) in preostali odjem (LOAD). Koeficientov odvodov ni mogoče določiti analitično, ampak samo z meritvami. Podatkov za slovenski sistem nismo imeli, zato smo se zatekli k orientacijskim vrednostim, t.j. odvisnosti delovne in jalove moči od napetosti in frekvence za posamezne tipe porabnikov, ki jih podaja literatura [5], [6], [7]. Tabela 1: Koeficienti za posamezne tipe porabnikov Table 1. Static characteristics of load components Breme ∂∂∂∂P/∂∂∂∂U ∂∂∂∂Q/∂∂∂∂U ∂∂∂∂P/∂∂∂∂f ∂∂∂∂Q/∂∂∂∂f LOAD 1,1 4,6 2,9 -0,5 TALUM 1,8 2,2 -0,3 0,6 ZELJES 2,3 1,6 -1 -1 ZELRAV 2,3 1,6 -1 -1 TDR 3,5 5,5 0 0 Za direktne odjemalce smo upoštevali frekvenčno in napetostno odvisnost obremenitve, ki jo predlaga literatura za tovarne aluminija, obločne peči in kemično industrijo. Preostalemu odjemu smo koeficiente odvodov nastavili tako, da predstavlja kombinacijo med velikimi mesti dopoldne, velikimi mesti popoldne in industrijo. Za verodostojnejšo ponazoritev porabnikov v slovenskem sistemu bi bilo treba proučiti tipe bremen po posameznih odvodih v razdelilno-transformatorskih postajah in uporabiti dobljene vrednosti. V otočnem obratovanju je pravilna nastavitev statik turbinskih regulatorjev ključnega pomena. Če v sistemu blokiramo turbinske regulatorje ali nastavimo statike Tomšič, Verbič, Gubina 170 previsoko, zmanjšamo regulacijske obsege za primarno regulacijo. Posledica je večji padec frekvence. Končno odstopanje frekvence se v primerjavi s scenarijem, kjer so nastavljene statike nižje, poveča. Pri izračunu frekvenčnega odziva sistema smo predpostavili naslednje statike: HE = 4 %, TE = 6 % in NEK = ∞. V normalnih razmerah shema podfrekvenčnega razbremenjevanja ne pride do izraza. Povsem drugače je ob sicer redkih, a vseeno verjetnih kriznih stanjih, ko pride do razpada sistema na večje ali manjše otoke. Takrat je neprecenljivega pomena podfrekvenčno razbremenjevanje, ki zagotovi nemoteno napajanje vsaj dela najbolj občutljivih porabnikov in prepreči popoln razpad sistema. Elektroenergetski sistem se lahko znajde v otočnem obratovanju iz vsaj treh razlogov. Naključno pri izpadu ključnih povezovalnih vodov, transformatorjev ali obojega, ko se del sistema loči od preostalega sistema z enim ali več delujočimi agregati. Po vnaprej pripravljenem scenariju, ko sistemski operater z ločitvijo dela omrežja omogoči varno obratovanje preostanka sistema in s tem popoln razpad. Pri vzpostavljanju sistema po razpadu, ko 'gradimo' sistem s priključevanjem bremen in elektrarn na agregate, ki so sposobni zagona brez zunanje napetosti. Za nas sta v smislu delovanja podfrekvenčne zaščite zanimiva prva dva scenarija. Ob kriznih stanjih pride pogosto do kaskadnih izpadov, ki sledijo spletu nesrečnih naključji oziroma izpadu elementov, ki zagotavljajo zanesljivo obratovanje. Taki dogodki sodijo zunaj dosega zagotavljanja N-1 in deloma N-2 sigurnosti. Ker so taka stanja na srečo redka, operaterji nimajo dosti izkušenj in vedenja o tem, na kakšne otoke bo sistem razpadel. Zato je praktično nemogoče določiti nabor 'najbolj verjetnih' otokov. V najboljšem primeru lahko nekaterim pripišemo večjo verjetnost nastanka. V smislu zgoraj povedanega smo razdelili slovenski sistem samo na pet otokov. Vsak izmed teh otokov je približno ustrezal območju, ki ga pokriva eno od distribucijskih podjetij slovenskega elektroenergetskega sistema (CElje, GOrenjska, LJubljana, MariBor, PRimorska). Nastali otoki, razen otoka CE imajo porabo veliko večjo od proizvodnje. Zato pričakujemo pri velikem primanjkljaju proizvodnje razbremenjevanje v polnem obsegu. Če sta proizvodnja in poraba uravnoteženi, razbremenjevanja ne pričakujemo. 5 Rezultati simulacij Simulacijske scenarije smo oblikovali s kombinacijo različnih otokov, ravnotežnega stanja v otokih, različnih nastavitev podfrekvenčnega razbremenjevanja in uporabe člena padca frekvence df/dt. V vseh scenarijih smo predpostavili otočno obratovanje slovenskega EES in izklop JEK v trenutku razpada sistema na otoke. Vsak scenarij ustreza enemu od predpostavljenih otokov. Za njih je značilno, da razen v otoku CE poraba močno presega proizvodnjo. Proizvodnjo v otokih, porabo, njuno razliko in delež proizvodnje glede na porabo podaja tabela 2. Iz podatka o deležu proizvodnje glede na porabo se da razbrati, kakšno je potrebno razbremenjevanje za dosego ravnotežja med proizvodnjo in porabo. To je hkrati okvirna pričakovana vrednost razbremenjevanja, če ta ne presega največjega mogočega skupnega razbremenjevanja. Tabela 2: Proizvodnja in poraba v otokih Table 2. Load unbalance in different islands Otok Pg [MW] Pb [MW] ∆∆∆∆ [MW] Pg/Pb [%] CE 596 251,69 344,31 236,80 GO 49 217,80 -168,80 22,50 LJ 205 466,18 -261,18 43,97 MB 347 630,72 -283,72 55,02 PR 60 255,45 -195,45 23,49 GO+LJ 254 683,98 -429,98 37,14 Simulacije odziva sistema na razpad v otoke z neuravnoteženo proizvodnjo in porabo so potekale po treh shemah razbremenjevanja. Simulacijski rezultati so predstavljeni na primeru kombinacije otokov GO in LJ. Tak otok je bolj uravnotežen glede proizvodnje in porabe. Proizvodnjo sestavljajo tri HE in štirje agregati TE. Delež proizvodnje znaša 37,14 odstotka, zato pričakujemo razbremenjevanje v polnem obsegu. Shema 1 (tabela 3); nismo upoštevali gradientnega člena df/dt. Podfrekvenčno razbremenjevanje smo nastavili v skladu s priporočili UCTE [8] in Sistemskimi obratovalnimi navodili [9]. Tabela 3: Razbremenjevanje po shemi 1, brez df/dt Table 3. Load shedding scheme 1, without df/dt Stopnja Frekvenca Obseg razbremenjevanja 1. stopnja 49,2 Hz 10 % 2. stopnja 48,9 Hz 15 % 3. stopnja 48,6 Hz 15 % 4. stopnja 48,3 Hz 15 % Padanje frekvence sproži delovanje štirih stopenj, t.j. razbremenjevanje v obsegu 55 odstotkov bremena v otoku. Uspešnost razbremenjevanja je na meji, saj frekvenca za trenutek pade pod 47,5 Hz. Tak padec pomeni potencialno nevarnost za izklop TE, saj pade v območje podfrekvenčne zaščite parnih turbin, slika 2. �� ��� ��� ��� ��� ��� ��� ��� �� �� ��� ��� � � �� � � �� �� ���� �� ���� � ����� �� �� �� ���������� Slika 2: Odziv sistema za otok GO+LJ, shema 1 Figure 2. System response for the island GO+LJ, scheme 1 Prenova sheme podfrekvenčnega razbremenjevanja v slovenskem EES 171 V drugi in tretji shemi smo upoštevali še hitrost padca frekvence df/dt. Najprej smo preverili, kako velik je gradient padca frekvence pri izpadu največjega agregata v otočnem obratovanju slovenskega EES in kakšni so gradienti, ko se tvorijo posamezni otoki. Ugotovili smo, da je največja vrednost, ki jo doseže gradient za izpad JEK, -3 Hz/s. Gradiente pri nastajanju otokov smo dobili tako, da smo opazovali padec frekvence brez delovanja podfrekvenčne zaščite. Frekvenca v otoku je nekontrolirano padala, njeno padanje in mogoče prisotno popravljanje je bilo odvisno le od samoregulacije bremen. Če povzamemo poteke padca frekvence v otokih s primanjkljajem proizvodnje, dobimo zanimive rezultate, ki jih prikazuje tabela 4. Tabela 4: Gradient padca frekvence v prvi sekundi po razpadu Table 4. Maximal frequency gradient for different islands Otok GO PR GO+LJ LJ MB SLO df/dt [Hz/s] -10 -8 -5,2 -3,6 -3,2 -3 Poudariti je treba, da model podfrekvenčnega releja, ki smo ga uporabili pri izračunu gradienta, ne upošteva trenutne vrednosti, ampak drseče povprečje. V praksi to pomeni, da pri nastavitvi, npr. -3 Hz/s, ne bo nujno prišlo do delovanja gradientnega člena, ko trenutna vrednost gradienta preseže nastavljeno vrednost. Preverili smo dve shemi razbremenjevanja z uporabo gradientnega člena. Obseg razbremenjevanja določa kombinacija dveh pogojev, padca frekvence in gradienta. Tabela 5 podaja število stopenj razbremenjevanja, ko je izpolnjena določena kombinacija pogojev. Na primer ko pade frekvenca pod 49,2 Hz in je gradient večji od nastavljene vrednosti, bo rele izklopil dve stopnji, t.j. 25 odstotkov, če je gradient manjši, pa samo eno, in tako naprej. Shema 2 (tabela 5); če gradient ne preseže -1 Hz/s, razbremenjujemo po shemi, ki ne predvideva uporabe člena df/dt. Ko je gradient večji od -1 Hz/s in manjši od -3 Hz/s, preskočimo na drugo stopnjo in razbremenimo v skupnem obsegu 25 odstotkov. Gradient, večji od -3 Hz/s in manjši od -5 Hz/s, povzroči, da preskočimo na tretjo stopnjo in v prvem koraku razbremenimo 40 odstotkov skupnega bremena. V otoku GO+LJ se sproži razbremenjevanje s pomočjo člena df/dt pri -1 Hz/s. Zaščita razbremeni v štirih stopnjah. 55 odstotkov bremena. Tabela 5: Razbremenjevanje po shemi 2, df/dt Table 5. Load shedding scheme 2, with df/dt Frekvenca [Hz] 49,2 48,9 48,6 48,3 brez 10% 15% 15% 15% -1 25% 15% 15% - -3 40% 15% - - df/dt [Hz/s] -5 55% - - - Gradient v otoku nikoli ne preseže -3 Hz/s, zato je razbremenjevanje pri gradientu -3 Hz/s in -5 Hz/s v štirih korakih po shemi, ki ne upošteva df/dt. Zaščita je bila uspešna, saj je preprečila padec frekvence pod 47,5 Hz zato TE v otoku niso ogrožene, slika 3. �� ��� ��� ��� ��� ��� ��� ��� �� �� ��� ��� � � �� � � �� �� ���� �� ���� � ����� �� �� �� ������������ ������������ ������������ Slika 3: Odziv sistema za otok GO+LJ, shema 2 Figure 3. System response for the island GO+LJ, scheme 2 Shema 3 (tabela 6); pri tej shemi je skupni obseg razbremenjevanja odvisen od začetnega padca frekvence. Pri večjem je večji in znaša 60 odstotkov za gradient -1 Hz/s, 65 odstotkov za gradient -3 Hz/s, 70 odstotkov za gradient -5 Hz/s in 80 odstotkov za gradient -8 Hz/s, slika 4. Pri shemi 3 je obseg razbremenjevanja 60 odstotkov. To se odrazi na frekvenci po prehodnem pojavu, ki ostane nad kritično mejo 47,5, zato delovanje TE ni ogroženo. �� ��� ��� ��� ��� ��� ��� ��� �� �� ��� ��� � �� � � �� �� ���� �� ���� � ����� �� �� �� ���������� Slika 4: Odziv sistema za otok GO+LJ, shema 3 Figure 4. System response for the island GO+LJ, scheme 3 6 Sklep Uporaba gradientnega člena se je pokazala kot dobra možnost za preprečitev nedopustnega padca frekvence v izjemnih primerih, ko je primanjkljaj proizvodnje v otoku zelo velik. Druga shema z nespremenljivim skupnim obsegom razbremenjevanja da le za malenkost boljše rezultate od prve, ki ne upošteva df/dt. Posebno pri otokih z velikim primanjkljajem proizvodnje je razlika neznatna. Za najprimernejšo razbremenjevalno shemo se je pokazala tretja različica, kjer spreminjamo skupni obseg razbremenjevanja v odvisnosti od df/dt, saj Tomšič, Verbič, Gubina 172 edino ta prepreči nedopusten padec frekvence pri otokih z velikim primanjkljajem proizvodnje. Tabela 6: Priporočena shema podfrekvenčnega razbremenjevanja Table 6. Load shedding scheme 3, with df/dt Frekvenca [Hz] 49,2 48,9 48,6 48,3 brez 10 15 15 15 -1 15 15 15 15 -3 20 15 15 15 -5 25 15 15 15 df/dt [Hz/s] -8 35 15 15 15 Prva stopnja, ki ne upošteva gradienta padca frekvence, je enaka tisti, ki jo priporočajo Sistemska obratovalna navodila. Shematsko ponazoritev obsega razbremenjevanja za različne stopnje in za različne gradiente padca frekvence prikazuje slika 5. V članku smo iskali učinkovitejšo shemo podfrekvenčnega razbremenjevanja EES Slovenije glede na njegove lastnosti, konfiguracijo omrežja in mogoče oblikovanje otokov pri razpadu EES. Z dinamičnimi analizami karakterističnih otokov, ki bi se lahko oblikovali po razpadu slovenskega EES in ob njihovih različnih obratovalnih stanjih glede ravnotežja obremenitve in proizvodnje, smo dobili naslednje rezultate. Primerna shema razbremenjevanja se kaže v štirih korakih, v prvem razbremenitev za 10 odstotkov, v preostalih po 15 odstotkov bremena. Učinkovitost v posameznih stopnjah delovanja podfrekvenčnega razbremenjevanja se poveča, če se uporabi člen df/dt, zato predlagamo, da se ta člen uporabi v predlagani shemi, slika 5. � ��� ��� ���������� � �� �� �� �� �� �� �� �� �� �� �� �� � � ��� � ���� � !" #$ #% &# ' %& # �( � ������� ���� ������������ ������������ ������������ !"#������� Slika 5: Primerna shema podfrekvenčnega razbremenjevanja Figure 5. Appropriate scheme for underfrequency load shedding V določenih stanjih z nesorazmerjem obremenitve in proizvodnje tudi predložena shema avtomatske razbremenitve ne more zagotoviti stabilizacije nastalega otoka in lahko pride do njegovega razpada. Shemo razbremenjevanja je treba koordinirati tudi s sosednjimi EES ali pripraviti načrt za sekcioniranje omrežja ob razpadu. Največja pomanjkljivost, na katero smo naleteli, je nepoznavanje obnašanja bremen. S pomočjo podatkov iz dostopne literature se da ta problem do neke mere odpraviti. Kljub temu bi bilo treba v prihodnje razmišljati o podrobni analizi tipov bremen posameznih velikih odjemalcev in po posameznih odcepih v RTP. Pomembna je predvsem frekvenčna odvisnost delovne in jalove moči porabnikov, ki vpliva na samoregulacijo bremen in s tem na potek frekvence po prehodu sistema v otočno obratovanje. 7 Literatura [1] Odredba o omejevanju obtežb in porabe v elektroenergetskem sistemu (Ur.l.RS, 42/95 in 64/95). [2] P. M. Anderson: ‘Power System Protection’, McGraw-Hill, IEEE PRESS The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., New York, 1998. [3] Elektroinštitut Milan Vidmar: ‘Parametri elementov sistema’, Ljubljana, 1997. [4] IEEE Trans. on Power Systems, Vol. 6, No 2: ‘Dynamic models for fossil fueled steam units in power system studies’, Working Group, May 1991. [5] P. Kundur: ‘Power System Stability and Control’, McGraw-Hill, Inc., New York, 1994. [6] J. Machowski, J. W. Bialek, J. R. Bumby: ‘Power System Dynamics and Stability’, John Wiley & Sons, 1997. [7] F. Gubina: ‘Delovanje elektroenergetskih sistemov’, Ljubljana, 2004. [8] UCTE operation Handbook Policy 1 Chapter E: ‘Measures for Emergency Conditions’, 2004. [9] Navodilo o sistemskem obratovanju prenosnega elektroenergetskega omrežja (Ur.l.RS 46/02). Tomaž Tomšič je diplomiral je leta 2004 na Fakulteti za elektrotehniko Univerze v Ljubljani. Sedaj je zaposlen kot mladi raziskovalec v Laboratoriju za elektroenergetske sisteme in visoko napetost na Fakulteti za elektrotehniko v Ljubljani. Njegovo raziskovalno področje zajema obratovanje in dinamiko elektroenergetskih sistemov. Gregor Verbič je diplomiral leta 1995, magistriral leta 2000 in doktoriral leta 2003 na Fakulteti za elektrotehniko Univerze v Ljubljani. V letih 1995-1998 je delal v podjetju Korona, od leta 1998 pa je asistent v Laboratoriju za elektroenergetske sisteme na Fakulteti za elektrotehniko v Ljubljani. Njegovo raziskovalno področje je obratovanje in dinamika elektroenergetskih sistemov. Ferdinand Gubina je diplomiral leta 1963, magistriral leta 1969 in doktoriral 1972 leta na Fakulteti za elektrotehniko v Ljubljani. Od leta 1963 je delal na Elektroinštitutu Milan Vidmar. Leta 1970 je delal na Ohio State University v Columbusu (ZDA). Od leta 1988 je redni profesor na Fakulteti za elektrotehniko v Ljubljani. Njegovo področje so elektroenergetski sistemi.