Opombe
Medsebojne povezave med sosednjimi elektroenergetskimi sistemi (EES) so postale globalni trend v razvoju sodobnih EES za izboljšanje zanesljivosti, stabilnosti in doseganja različnih ekonomskih dobrobiti. Posledično se zaradi povečanega čezmejnega trgovanja z električno energijo, vpliva trgov pomožnih sistemskih storitev, povečevanja deleža razpršenih in obnovljivih virov, zniževanja stroškov obratovanja in vse strožjih zahtev glede kakovosti oskrbe z električno energijo, sistemski operaterji prenosnih omrežij (SOPO) soočajo z novimi izzivi pri obratovanju in vodenju EES. Za obvladovanje teh izzivov klasični pristopi obratovanja EES, ki temeljijo na uporabi sistemov za nadzor, vodenje in zbiranje podatkov (SCADA, iz angl. Supervisory Control and Data Acquisition System), telefonu, faksu in e-pošti, že dolgo ne zadoščajo več. Zato se nenehno razvijajo in uveljavljajo napredne tehnike in tehnologije za povečanje zanesljivosti, varnosti in učinkovitosti proizvodnje, prenosa in razdeljevanja električne energije v sodobnih EES, ki vključujejo tudi uporabo sinhroniziranih meritev, močnostne elektronike in sodobnih algoritmov vodenja.Neravnovesja proizvodnje in porabe delovne moči, ki so v EES nenehno prisotna, vodijo do odstopanj dejanske sistemske frekvence od nazivne vrednosti. Za varno in stabilno obratovanje EES morajo biti odstopanja frekvence znotraj določenega ciljnega območja. V nasprotnem primeru lahko pride do nepravilnega delovanja naprav in celo do okvar, lahko pa se pojavijo tudi večje mehanske obremenitve rotacijskih strojev, tako na proizvodni kot porabniški strani, s čemer so lahko povezani visoki ekonomski stroški. Zato se v literaturi vse pogosteje obravnavajo napredne metode za regulacijo frekvence v EES, kot so adaptivno in robustno vodenje ter umetna inteligenca. Vendar se v praksi še vedno najpogosteje uporabljajo linearne metode vodenja z različnimi ravnmi in časovnimi okviri regulacije frekvence in moči. V sinhronem območju kontinentalne Evrope se skladno uporabljata dva samodejna procesa. Primarna regulacija frekvence, za katero je od leta 2012 priporočeno poimenovanje proces vzdrževanja frekvence (FCP, iz. angl. Frequency Containment Process), mora aktivirati sodelujoče regulacijske enote v 10-30 s po nastopu neravnovesja moči in tako omejiti odstopanje frekvence. Vendar zaradi proporcionalnega značaja (delovanje po principu statike) le ta ne povrne frekvence nazaj na nazivno vrednost. Največje dovoljeno stacionarno odstopanje frekvence v kontinentalni Evropi je $\pm$~200 mHz, do katerega pride v primeru referenčnega dogodka v velikosti 3000 MW na nivoju sinhronega območja. Sekundarna regulacija frekvence in moči (LFC, iz angl. Load-Frequency Control), za katero je od leta 2012 priporočeno poimenovanje proces povrnitve frekvence s samodejno aktivacijo (aFRP, iz. angl. Automatic Frequency Restoration Process), mora biti v celoti aktivirana v 15-30 min po neravnovesju. Pri tem sekundarna regulacija odpravlja napako regulacijskega območja (ACE, iz. angl. Area Control Error), ki je sestavljena iz odstopanja moči na mejnih vodih regulacijskega območja in iz frekvenčno odvisnega prispevka. Odstopanja moči med sosednjimi regulacijskimi območji lahko povzročijo prekoračitev razpoložljivih prenosnih zmogljivosti (ATC, iz angl. Available Transmission Capacities), kar lahko ogrozi zanesljivost obratovanja in stabilnost EES. Posledično je ena izmed glavnih obveznosti SOPO ohranjanje ravnovesja med proizvodnjo in porabo v lastnem regulacijskem območju z aktivacijo regulacijskih rezerv.