Frekvensstyring (LFC) & Turbinregulering (TGC) i strømsystemer
Kort introduktion til varmeeletriske enheder
Elproduktion afhænger både af vedvarende og ikke-vedvarende energikilder. Varmeeletriske enheder repræsenterer en traditionel metode til strømproduktion. I disse enheder bliver brændstoffer som kul, nuklear energi, naturgas, biobrændsel og biogas forbrent i en kedel.
Kedlen i en produktionseenhed er et yderst komplekst system. I sin mest simple form kan den visualiseres som en kammer, hvis vægge er forsynet med rør, gennem hvilke vand cirkulerer kontinuerligt. Den termiske energi, der frigives ved forbrynding af brændstoffet i kedlen, overføres til dette vand. Under denne proces omdannes vandet til tørt mættet damp, der kendetegnes ved høj tryk (mellem 150 ksc og 380 ksc, afhængigt af design) og høj temperatur (mellem 530°C og 732°C, afhængigt af designspecifikationer).
Denne mættede damp føres derefter ind i en turbine, hvor den udvider sig, og dens temperatur falder. I denne udvidelsesproces overfører dampen sin termiske energi til turbinens rotationsenergi. Strømmen af damp ind i turbinen reguleres af en styringsventil, der styres af turbinens styringssystem. Dermed styres turbinens aktiv effektudbytte af styringen. Turbinen er koblet til en synkron generator.
Synkrongenerator konverterer turbinens mekaniske energi til elektrisk energi. Synkrongeneratoren producerer strøm ved relativt lavt spænding, typisk i området 11 kV til 26 kV, ved nominel frekvens. Dette spænding øges derefter til 220 kV/400 kV/765 kV af en generatortransformator for transmission til strømnætten. I strømsystemstudier refereres dette hele integrerede system som en produktionseenhed.
Turbinestyring (TGC)
Som nævnt før, styrer styringen den aktive effektstrøm til turbinen ved at regulere positionen på styringsventilen. En hydraulisk styring kan modelleres som en integralregulator, der tager feedback fra turbinens faktiske rotationshastighed. Figur 1 illustrerer styringens funktion i hastighedsstyringstilstand.
Turbinens faktiske hastighed sammenlignes med referenshastigheden (svarende til den nominelle netfrekvens). Den resulterende hastighedsfejl (∆ωᵣ) sendes derefter til styringen. Baseret på denne fejljusterer styringen styringsventilens position: Hvis en positiv fejl detekteres (indikerer at den faktiske frekvens overstiger den nominelle frekvens), lukker styringen ventilen lidt; tværtimod åbner den ventilen, når en negativ fejl signaleres.
"R" repræsenterer styringens droop-indstilling, typisk mellem 3% og 8%. Matematisk defineres det som:
R = (per unit change in frequency) / (per unit change in power)
Droop-indstillinger er afgørende for stabil parallel drift af flere produktionseenheder, da de bestemmer, hvordan belastningen deles inden for en styringsområde. Enheder med en mindre droop-værdi vil automatisk overtage en større del af belastningen.
Styringsområde
I et strømsystem er produktionseenheder og belastninger fordelt over store geografiske områder. For at opretholde stabilitet er hele nettet opdelt i mindre styringsområder (primært baseret på geografi). Denne opdeling gør det muligt:
Inden for et styringsområde findes flere produktionseenheder og belastninger. Opdeling af strømsystemet i styringsområder har flere vigtige mål:
1. Belastningsfrekvenskontrol
Dette rammeværk gør det muligt at anvende belastningsfrekvenskontrollmetoder for at opretholde netfrekvensen - et begreb, der uddybes senere.
2. Fastlæggelse af planlagte interchanges
Hvis genereringen i et styringsområde er lavere end belastningskravet, flyder strøm ind i området fra nabostyringsområder via tie lines (og vice versa).
3. Effektiv belastningsfordeling
Belastningskrav varierer over dagen (f.eks. lavere om natten, toppen i morgen og aften). Styringsområder forenkler processen:
Effektbalance
Elektrisk energi forbruges i realtid (den kan ikke lagres på stor skala). Derfor er effektbalance en grundlæggende krav:
Genereret effekt (P₉) = Belastningskrav (Pd) + Transmissionsforskyld (Pₗ)
Transmissionsforskyld udgør typisk ~2% af den genererede effekt og ignoreres ofte, når man fokuserer på frekvenskontrol. For simplicitets skyld approksimerer vi:
Genereret effekt (P₉) ≈ Belastningskrav (Pd)
Frekvensvariation
Netfrekvensen fluktuere på grund af misforhold mellem belastningskrav og generering. Mens små afvigelser stabiliseres af systemets inertie, kan betydelige forskelle (f.eks. enhedstop, store belastningsændringer) forårsage, at frekvensen varierer med ±5%. Nøgle-scenarier inkluderer:
I de fleste tilfælde (f.eks. enhed/linje stop, stor belastning tilsluttet) overstiger efterspørgslen generering, hvilket forårsager, at frekvensen falder. Omvendt, hvis en transmissionslinje, der serverer en stor belastning, stopper, kan generering overstige efterspørgsel, hvilket forårsager, at frekvensen stiger. Selvom systemet reagerer modsat på disse scenarier, er forståelsen af frekvensnedgang nok til at forstå begge adfærdsformer.
Hvorfor frekvensnedgange forekommer
To indbyggede systemadfærder driver frekvensnedgange:
1. Belastningsdempning
Induktionsmotorer (f.eks. hjemlige ventilatorer, industrielle drev) dominerer netbelastningen. Deres effektforbrug er frekvensafhængigt: en 1% frekvensreduktion reducerer typisk aktiv effektforbrug med ~2% i store systemer. Når nye belastninger tilsluttes, falder frekvensen, og eksisterende induktionsbelastninger forbruger automatisk mindre effekt - delvis modererer dette kløften mellem efterspørgsel og generering.
2. Kinetisk energifrigørelse fra turbine-generator (TG) sæt
Konventionelle TG sæt har massive roter (ofte >25 ton) der roterer med 3000 RPM (for 50Hz-net). Når efterspørgsel overstiger generering, leverer disse roter midlertidigt lagret kinetisk energi (i 3-5 sekunder, afhængigt af inertie). Når roterne bremser, falder netfrekvensen.
Frekvenskontrol
Belastningsfrekvenskontrol (LFC) gendanner netfrekvensen til dens nominelle værdi efter misforhold mellem efterspørgsel og generering. Der findes to niveauer af kontrol:
1. Primær frekvenskontrol
På enhedsniveau justerer turbinens styringssystem hastighed (og dermed frekvens). Som vist tidligere, modulerer hver enhed dampindgang baseret på frekvensafvigelse. Den fulde primære kontrolloop for en generatorstation er afbildet i figuren nedenfor.
2. Sekundær frekvenskontrol
Dette involverer koordineret kontrol over flere enheder i forskellige styringsområder, der sikrer langsigtede frekvensstabilitet og optimal belastningsfordeling.
Begrænsninger i primær frekvenskontrol
Primær frekvenskontrol alene resulterer i en stedfast frekvensafvigelse, påvirket af styringens droop-karakteristik og belastningsfrekvensfølsomhed. Dette sker, fordi individuelle enheder justerer hastighed uden at tage højde for, hvor nye belastninger er tilsluttet, eller hvor meget belastning er tilføjet. Uden denne kontekstuel undersøgelse kan effektbalancen ikke fuldt genoprettes, og frekvensafvigelsen fortsætter. Efter primære kontrolaktioner kan den stedfast frekvensfejl være enten positiv eller negativ.
Sekundær frekvenskontrol
Genoprettelse af systemfrekvensen til dens nominelle værdi kræver sekundær kontrol, der tager højde for nye belastningssteder og justerer referencepunkter for valgte enheder. Når belastningen stiger i et styringsområde, skal genereringen i dette område stige for:
For at opnå dette:
Når reviderede belastningsreferencepunkter udstedes, begynder enheder at justere generering. På grund af den mekaniske natur af strømproduktion, tager det 25-30 minutter for enheder at nå deres planlagte udbytte. Når alle generatorstationer opnår deres målgenerering, er effektbalancen genoprettet, og frekvensen returnerer til nominal.
Systemets samlede respons med primær og sekundær frekvenskontrol kan forstås ved grafen nedenfor.
Systemrespons til belastningsstigning (A-B-C-D)
A-B: Midlertidig kinetisk energifrigørelse
Før punkt A, opererer systemet i effektbalance. Ved punkt A stiger belastningen pludselig fra P₀ til P₀ + ∆P. En 3-5 sekunders forsinkelse forekommer, inden styringen reagerer. I denne periode leverer rotorens lagrede kinetiske energi den ekstra belastning, hvilket forårsager, at rotorens hastighed falder, og frekvensen falder til et minimum f₁.
B-C: Primær frekvenskontrolaktion
Efter ca. 5 sekunder initierer styringen hastighedskontrol, øger dampindgang for at genskabe rotorens hastighed. Denne fase varer 20-25 sekunder (afhængigt af frekvensnedgangens størrelse). Som diskuteret, efterlader primær kontrol alene en stedfast frekvensfejl ∆f på grund af styringens droop.
C-D: Sekundær frekvenskontrol (AGC-aktivivering)
Når frekvensen stabiliseres, justerer sekundær kontrol (via AGC) generering for valgte enheder i hvert styringsområde. Denne proces tager højde for:
Genereringsjusteringer begrænses af enhedernes design ramp-rater, og tager flere minutter at gennemføre. Når de er færdige, returnerer planlagte interchanges til beregnede værdier, og systemet opnår en ny effektbalance med nominal frekvens.
