Pagsasakatuparan ng Kontrol sa Puno ng Load at Frekwensiya (LFC) & Kontrol ng Gobernador ng Turbina (TGC) sa Sistema ng Kapangyarihan
Pamahalaang Pangkalahatan ng mga Thermal Generating Units
Ang paggawa ng kuryente ay umaasa sa renewable at non-renewable na mapagkukunan ng enerhiya. Ang mga thermal generating units ay kumakatawan sa isang tradisyonal na pamamaraan ng produksyon ng lakas. Sa mga unit na ito, ang mga fuel tulad ng coal, nuclear energy, natural gas, biofuel, at biogas ay sinusunog sa loob ng boiler.
Ang boiler ng isang generating unit ay isang napakalumalubhang sistema. Sa pinakamadaling konsepto nito, ito ay maaaring visualisasyon bilang isang chamber na may mga pipes na nakapaligid sa mga pader, kung saan patuloy na umiikot ang tubig. Ang termal na enerhiyang inilalabas ng combustion ng fuel sa loob ng boiler ay ipinapalit sa tubig na ito. Sa prosesong ito, ang tubig ay nababago sa dry saturated steam na may mataas na presyon (mula 150 ksc hanggang 380 ksc, depende sa disenyo) at mataas na temperatura (mula 530°C hanggang 732°C, batay sa mga specification ng disenyo).
Ang saturated steam na ito ay pagkatapos ay ipinapasa sa turbine, kung saan ito lumalaki at ang temperatura nito bumababa. Sa prosesong paglalaki, ang steam ay nagpapalit ng kanyang termal na enerhiya sa rotational na enerhiya ng shaft ng turbine. Ang daloy ng steam sa turbine ay inaayos ng isang control valve, na pinamamahalaan ng governing system ng turbine. Bilang resulta, ang aktibong output ng lakas ng turbine ay pinapamahalaan ng governor. Ang turbine ay nakakonektado sa isang synchronous generator.
Ang synchronous generator ay nagbabago ng mechanical na enerhiya ng turbine sa electrical na enerhiya. Ang mga synchronous generator ay gumagawa ng kuryente sa relatibong mababang voltages, karaniwang sa range ng 11 kV hanggang 26 kV, sa nominal na frequency. Ang voltage na ito ay pagkatapos ay ina-raise sa 220 kV/400 kV/765 kV ng isang generating transformer para sa transmission sa power grid. Sa mga pag-aaral ng power system, ang buong integrated na sistema na ito ay tinatawag na generating unit.
Turbine Governor Control (TGC)
Tulad ng naipaliwanag, ang governor ay nagpapamahala ng aktibong daloy ng lakas sa turbine sa pamamagitan ng pagkontrol sa posisyon ng control valve. Ang isang hydraulic governor ay maaaring imodelo bilang isang integral controller na sumusunod sa feedback mula sa aktwal na rotational speed ng turbine. Ang Figure 1 ay nagpapakita ng operasyon ng governor sa speed-control mode.
Ang aktwal na bilis ng turbine ay ikokompara sa reference speed (na tumutugon sa nominal na grid frequency). Ang resulting na speed error signal (∆ωᵣ) ay pagkatapos ay ipinapasa sa governor. Batay sa error signal na ito, ang governor ay aayusin ang posisyon ng control valve: kung ang positibong error signal ang natuklasan (na nagsasaad na ang aktwal na frequency ay lumampas sa nominal na frequency), ang governor ay kaunti lang nang isasarado ang valve; sa kabaligtaran, ito ay binubuksan ang valve kapag ang negatibong error signal ang natanggap.
Ang “R” ay kumakatawan sa droop setting ng governor, na karaniwang nasa rango mula 3% hanggang 8%. Matematikal, ito ay inilalarawan bilang:
R = (per unit change in frequency) / (per unit change in power)
Ang mga droop settings ay mahalaga para sa stable na parallel operation ng maraming generating units, dahil ito ay nagpapasiya kung paano ibinabahagi ang load sa isang control area. Ang mga unit na may mas maliit na droop value ay awtomatikong mag-aangkin ng mas malaking bahagi ng load.
Control Area
Sa isang power system, ang mga generating units at loads ay ipinamamahagi sa malawak na heograpikal na rehiyon. Upang panatilihin ang estabilidad, ang buong grid ay hinahati sa mas maliliit na control areas (primarily based on geography). Ang paghahati na ito ay nagbibigay-daan para sa:
Sa loob ng isang control area, maraming generating units at loads ang coexist. Ang pagbahagi ng power system sa control areas ay may ilang pangunahing layunin:
1. Load Frequency Control
Ang framework na ito ay nagbibigay-daan para sa application ng mga paraan ng load-frequency control upang panatilihin ang grid frequency—a concept na sasagutin nang mas detalyado sa huli.
2. Pagpapasya sa Scheduled Interchanges
Kung ang generation ng isang control area ay hindi sapat para sa load demand nito, ang lakas ay dumadaloy sa area mula sa mga kalapit na control areas sa pamamagitan ng tie lines (at vice versa).
3. Epektibong Paghahati ng Load
Ang load demand ay nag-iiba sa loob ng araw (halimbawa, mas mababa sa gabi, peak sa umaga at hapon). Ang control areas ay simplifies ang proseso ng:
Power Balance
Ang electrical energy ay inuubos sa real-time (ito ay hindi maaaring i-store sa malaking scale). Kaya, ang power balance ay isang fundamental na requirement:
Power Generated (P₉) = Load Demand (Pd) + Transmission Losses (Pₗ)
Ang transmission losses ay karaniwang nagsasama ng ~2% ng generated power at madalas itong iniiwasan kapag nakatuon sa frequency control. Para sa simplicity, inaapproximate natin:
Power Generated (P₉) ≈ Load Demand (Pd)
Frequency Variation
Grid frequency fluctuates due to mismatches between load demand and generation. While minor deviations are stabilized by system inertia, significant gaps (e.g., unit trips, large load changes) can cause frequency to vary by ±5%. Key scenarios include:
Sa karamihan ng mga kaso (halimbawa, unit/line trips, malaking load connection), ang demand ay lumalampas sa generation, na nagdudulot ng pagbaba ng frequency. Sa kabaligtaran, kung ang transmission line na nagsisilbing malaking load ay trip, ang generation ay maaaring lumampas sa demand, na nagdudulot ng pagtaas ng frequency. Bagaman ang sistema ay tumutugon nang kabaligtaran sa mga scenario na ito, ang pag-unawa sa frequency dips ay sapat na upang maunawaan ang parehong mga pag-uugali.
Kamusta ang Frequency Dips Nagaganap
Dalawang inherent na system behaviors ang nagdudulot ng frequency dips:
1. Load Dampening
Ang induction motors (halimbawa, household fans, industrial drives) ang dominant na grid loads. Ang kanilang power consumption ay frequency-dependent: ang 1% reduction sa frequency ay karaniwang nagbabawas ng active power consumption ng ~2% sa malalaking sistema. Kapag may bagong load na konektado, ang frequency ay bumababa, at ang existing na induction loads ay awtomatikong kumukonsumo ng mas kaunting power—partially mitigating the demand-generation gap.
2. Kinetic Energy Release from Turbine-Generator (TG) Sets
Ang conventional TG sets ay may malalaking rotors (madalas >25 tonnes) na sumusunod sa 3000 RPM (para sa 50Hz grids). Kapag ang demand ay lumampas sa generation, ang mga rotor na ito ay pansamantalang nagbibigay ng stored kinetic energy (para sa 3–5 seconds, depende sa inertia). Habang ang mga rotor ay bumabagal, ang grid frequency ay bumababa.
Frequency Control
Ang load-frequency control (LFC) ay nagbabalik ng grid frequency sa nominal value pagkatapos ng mismatches sa demand-generation. Mayroong dalawang tier ng control:
1. Primary Frequency Control
Sa unit level, ang governing system ng turbine ay nag-aadjust ng speed (at kaya ang frequency). Tulad ng ipinakita, bawat unit ay modulates ang steam input batay sa frequency deviations. Ang full primary control loop para sa isang generating station ay ipinapakita sa larawan sa ibaba.
2. Secondary Frequency Control
Ito ay kasama ang coordinated control sa maraming units sa iba't ibang control areas, upang matiyak ang long-term frequency stability at optimal load sharing.
Limitations ng Primary Frequency Control
Ang primary frequency control lamang ay nagresulta sa steady-state frequency deviation, na naapektuhan ng governor droop characteristic at load frequency sensitivity. Ito ay nangyayari dahil ang individual units ay nag-adjust ng speed nang walang pagtingin kung saan konektado ang bagong loads o kung gaano karami ang load na idinagdag. Walang ganitong contextual assessment, ang power balance ay hindi maaaring mabuo, at ang frequency deviation ay nananatiling. Pagkatapos ng primary control actions, ang steady-state frequency error maaaring maging positive o negative.
Secondary Frequency Control
Ang pagbalik ng system frequency sa nominal value ay nangangailangan ng secondary control, na inaaccount ang new load locations at nag-adjust ng reference setpoints para sa selected units. Kapag tumaas ang load sa isang control area, ang generation sa area na iyon ay dapat tumaas upang:
Upang makamit ito:
Once revised load setpoints are issued, units begin adjusting generation. Due to the mechanical nature of power production, it takes 25–30 minutes for units to reach their scheduled outputs. When all generating stations achieve target generation, power balance is reinstated, and frequency returns to nominal.
The overall response of the system with the primary and secondary frequency control can be understood by the graph below.
System Response to Load Increase (A-B-C-D)
A-B: Transient Kinetic Energy Release
Before point A, the system operates in power balance. At point A, load suddenly increases from P₀ to P₀ + ∆P. A 3–5 second delay occurs before the governor responds. During this interval, the rotor's stored kinetic energy supplies the excess load, causing rotor speed to drop and frequency to dip to a minimum value f₁.
B-C: Primary Frequency Control Action
At ~5 seconds, the governor initiates speed control, increasing steam input to restore rotor speed. This phase lasts 20–25 seconds (dependent on the frequency dip magnitude). As discussed, primary control alone leaves a steady-state frequency error ∆f due to governor droop.
C-D: Secondary Frequency Control (AGC Activation)
Once frequency stabilizes, secondary control (via AGC) adjusts generation for selected units in each control area. This process considers:
Generation adjustments are limited by the units’ design ramp rates, taking several minutes to complete. Upon finishing, scheduled interchanges return to pre-calculated values, and the system achieves a new power balance with nominal frequency.
