Kontrol Frekuensi Beban (LFC) & Kontrol Gubernur Turbin (TGC) dalam Sistem Tenaga Listrik
Pengenalan Singkat Unit Pembangkit Panas
Pembangkitan listrik bergantung pada sumber energi terbarukan dan non-terbarukan. Unit pembangkit panas mewakili pendekatan konvensional untuk produksi tenaga. Dalam unit-unit ini, bahan bakar seperti batu bara, energi nuklir, gas alam, biofuel, dan biogas dibakar dalam sebuah boiler.
Boiler dari unit pembangkit adalah sistem yang sangat kompleks. Dalam konsep paling sederhana, bisa dibayangkan sebagai ruangan yang dindingnya dilapisi pipa, di mana air beredar secara terus-menerus. Energi termal yang dilepaskan oleh pembakaran bahan bakar di dalam boiler ditransfer ke air tersebut. Selama proses ini, air berubah menjadi uap jenuh kering dengan tekanan tinggi (dari 150 ksc hingga 380 ksc, tergantung pada desain) dan suhu tinggi (antara 530°C dan 732°C, sesuai spesifikasi desain).
Uap jenuh ini kemudian dialirkan ke turbin, di mana ia melebar dan suhunya menurun. Dalam proses pelebaran ini, uap mentransfer energi termalnya ke energi rotasi poros turbin. Aliran uap ke turbin diatur oleh katup kontrol, yang dikendalikan oleh sistem pengaturan turbin. Akibatnya, output daya aktif turbin dikontrol oleh pengatur. Turbin dikopel dengan generator sinkron.
Generator sinkron mengubah energi mekanik turbin menjadi energi listrik. Generator sinkron menghasilkan listrik pada tegangan yang relatif rendah, biasanya dalam rentang 11 kV hingga 26 kV, pada frekuensi nominal. Tegangan ini kemudian dinaikkan menjadi 220 kV/400 kV/765 kV oleh transformator pembangkit untuk transmisi ke jaringan listrik. Dalam studi sistem tenaga, seluruh sistem terintegrasi ini disebut sebagai unit pembangkit.
Kontrol Gubernur Turbin (TGC)
Seperti yang telah disebutkan, gubernur mengatur aliran daya aktif ke turbin dengan mengontrol posisi katup kontrol. Gubernur hidrolik dapat dimodelkan sebagai pengontrol integral yang menerima umpan balik dari kecepatan rotasi turbin yang sebenarnya. Gambar 1 mengilustrasikan operasi gubernur dalam mode kontrol kecepatan.
Kecepatan sebenarnya turbin dibandingkan dengan kecepatan referensi (yang sesuai dengan frekuensi grid nominal). Sinyal kesalahan kecepatan (∆ωᵣ) yang dihasilkan kemudian diberikan ke gubernur. Berdasarkan sinyal kesalahan ini, gubernur menyesuaikan posisi katup kontrol: jika sinyal kesalahan positif terdeteksi (menunjukkan frekuensi aktual melebihi frekuensi nominal), gubernur sedikit menutup katup; sebaliknya, ia membuka katup ketika sinyal kesalahan negatif diterima.
"R" mewakili pengaturan droop gubernur, biasanya berkisar antara 3% hingga 8%. Secara matematis, didefinisikan sebagai:
R = (perubahan frekuensi per satuan) / (perubahan daya per satuan)
Pengaturan droop sangat penting untuk operasi paralel stabil beberapa unit pembangkit, karena menentukan bagaimana beban dibagi dalam area kontrol. Unit dengan nilai droop yang lebih kecil akan secara otomatis mengambil bagian beban yang lebih besar.
Area Kontrol
Dalam sistem tenaga, unit pembangkit dan beban tersebar di wilayah geografis yang luas. Untuk mempertahankan stabilitas, seluruh jaringan dibagi menjadi area kontrol yang lebih kecil (terutama berdasarkan geografi). Pembagian ini memungkinkan:
Dalam area kontrol, beberapa unit pembangkit dan beban coexist. Pembagian sistem tenaga menjadi area kontrol memiliki beberapa tujuan utama:
1. Kontrol Frekuensi Beban
Kerangka kerja ini memungkinkan penerapan metode kontrol frekuensi-beban untuk mempertahankan frekuensi jaringan—konsep yang akan dijelajahi lebih lanjut nanti.
2. Penentuan Pertukaran Terjadwal
Jika pembangkitan dalam area kontrol kurang dari permintaan beban, daya mengalir ke area tersebut dari area kontrol tetangga melalui garis penghubung (dan sebaliknya).
3. Pembagian Beban yang Efektif
Permintaan beban bervariasi sepanjang hari (misalnya, lebih rendah di malam hari, puncak di pagi dan sore). Area kontrol menyederhanakan proses:
Keseimbangan Daya
Energi listrik dikonsumsi secara real-time (tidak dapat disimpan dalam skala besar). Oleh karena itu, keseimbangan daya adalah persyaratan fundamental:
Daya yang Dihasilkan (P₉) = Permintaan Beban (Pd) + Kerugian Transmisi (Pₗ)
Kerugian transmisi biasanya mencakup sekitar 2% dari daya yang dihasilkan dan sering diabaikan saat fokus pada kontrol frekuensi. Untuk kesederhanaan, kita mendekati:
Daya yang Dihasilkan (P₉) ≈ Permintaan Beban (Pd)
Variasi Frekuensi
Frekuensi jaringan berfluktuasi karena ketidakcocokan antara permintaan beban dan pembangkitan. Meskipun penyimpangan kecil distabilkan oleh inersia sistem, celah signifikan (misalnya, trip unit, perubahan beban besar) dapat menyebabkan frekuensi bervariasi ±5%. Skenario kunci termasuk:
Dalam sebagian besar kasus (misalnya, trip unit/garis, koneksi beban besar), permintaan melebihi pembangkitan, menyebabkan frekuensi turun. Sebaliknya, jika garis transmisi yang melayani beban besar trip, pembangkitan mungkin melebihi permintaan, menyebabkan frekuensi naik. Meskipun sistem merespons secara berlawanan terhadap skenario ini, pemahaman tentang penurunan frekuensi cukup untuk memahami kedua perilaku tersebut.
Mengapa Penurunan Frekuensi Terjadi
Dua perilaku sistem inheren yang mendorong penurunan frekuensi:
1. Pengedap Beban
Motor induksi (misalnya, kipas rumah tangga, drive industri) mendominasi beban jaringan. Konsumsi daya mereka bergantung pada frekuensi: penurunan frekuensi 1% biasanya mengurangi konsumsi daya aktif sekitar 2% dalam sistem besar. Ketika beban baru terhubung, frekuensi turun, dan beban motor induksi yang ada secara otomatis mengonsumsi daya yang lebih sedikit—sebagian mengurangi celah antara permintaan dan pembangkitan.
2. Pelepasan Energi Kinetik dari Set Turbin-Generator (TG)
Set TG konvensional memiliki rotor yang sangat besar (sering >25 ton) berputar pada 3000 RPM (untuk grid 50Hz). Ketika permintaan melebihi pembangkitan, rotor ini secara sementara menyediakan energi kinetik yang tersimpan (selama 3–5 detik, tergantung pada inersia). Saat rotor melambat, frekuensi jaringan turun.
Kontrol Frekuensi
Kontrol frekuensi-beban (LFC) mengembalikan frekuensi jaringan ke nilai nominal setelah ketidakcocokan permintaan-pembangkitan. Ada dua tingkat kontrol:
1. Kontrol Frekuensi Primer
Pada tingkat unit, sistem pengaturan turbin menyesuaikan kecepatan (dan dengan demikian frekuensi). Seperti yang ditunjukkan sebelumnya, setiap unit memodulasi input uap berdasarkan penyimpangan frekuensi. Loop kontrol primer lengkap untuk stasiun pembangkit digambarkan dalam gambar di bawah ini.
2. Kontrol Frekuensi Sekunder
Ini melibatkan kontrol koordinasi di antara beberapa unit di area kontrol yang berbeda, memastikan stabilitas frekuensi jangka panjang dan pembagian beban optimal.
Keterbatasan Kontrol Frekuensi Primer
Kontrol frekuensi primer sendiri menghasilkan penyimpangan frekuensi steady-state, dipengaruhi oleh karakteristik droop gubernur dan sensitivitas frekuensi beban. Ini terjadi karena unit-unit menyesuaikan kecepatan tanpa mempertimbangkan di mana beban baru terhubung atau berapa banyak beban yang ditambahkan. Tanpa penilaian kontekstual tersebut, keseimbangan daya tidak dapat sepenuhnya dipulihkan, dan penyimpangan frekuensi tetap ada. Setelah tindakan kontrol primer, kesalahan frekuensi steady-state mungkin positif atau negatif.
Kontrol Frekuensi Sekunder
Mengembalikan frekuensi sistem ke nilai nominal memerlukan kontrol sekunder, yang mempertimbangkan lokasi beban baru dan menyesuaikan setpoint referensi untuk unit yang dipilih. Ketika beban meningkat di area kontrol, pembangkitan dalam area tersebut harus meningkat untuk:
Untuk mencapai ini:
Setelah setpoint beban yang direvisi dikeluarkan, unit mulai menyesuaikan pembangkitan. Karena sifat mekanis produksi daya, dibutuhkan 25–30 menit untuk unit mencapai output yang terjadwal. Ketika semua stasiun pembangkit mencapai target pembangkitan, keseimbangan daya dipulihkan, dan frekuensi kembali ke nominal.
Respons keseluruhan sistem dengan kontrol frekuensi primer dan sekunder dapat dipahami dari grafik di bawah ini.
Respons Sistem terhadap Peningkatan Beban (A-B-C-D)
A-B: Pelepasan Energi Kinetik Transient
Sebelum titik A, sistem beroperasi dalam keseimbangan daya. Pada titik A, beban tiba-tiba meningkat dari P₀ ke P₀ + ∆P. Terjadi penundaan 3–5 detik sebelum gubernur merespons. Selama interval ini, energi kinetik yang tersimpan di rotor menyediakan beban tambahan, menyebabkan kecepatan rotor turun dan frekuensi turun ke nilai minimum f₁.
B-C: Tindakan Kontrol Frekuensi Primer
Pada sekitar 5 detik, gubernur memulai kontrol kecepatan, meningkatkan input uap untuk memulihkan kecepatan rotor. Fase ini berlangsung 20–25 detik (bergantung pada magnitudo penurunan frekuensi). Seperti yang dibahas, kontrol primer sendiri meninggalkan kesalahan frekuensi steady-state ∆f karena karakteristik droop gubernur.
C-D: Kontrol Frekuensi Sekunder (Aktivasi AGC)
Setelah frekuensi stabil, kontrol sekunder (melalui AGC) menyesuaikan pembangkitan untuk unit-unit tertentu di setiap area kontrol. Proses ini mempertimbangkan:
Penyesuaian pembangkitan dibatasi oleh tingkat ramp desain unit, membutuhkan beberapa menit untuk diselesaikan. Setelah selesai, pertukaran terjadwal kembali ke nilai yang telah dihitung, dan sistem mencapai keseimbangan daya baru dengan frekuensi nominal.
