Controllo della Frequenza di Carico (LFC) & Controllo del Regolatore Turbina (TGC) nel Sistema Elettrico
Breve introduzione alle unità di generazione termica
La produzione di elettricità si basa su risorse energetiche rinnovabili e non rinnovabili. Le unità di generazione termica rappresentano un approccio convenzionale alla produzione di energia. In queste unità, combustibili come carbone, energia nucleare, gas naturale, biocarburanti e biogas vengono bruciati all'interno di una caldaia.
La caldaia di un'unità di generazione è un sistema estremamente complesso. Nella sua concezione più semplice, può essere visualizzata come una camera le cui pareti sono rivestite di tubi attraverso i quali l'acqua circola in continuazione. L'energia termica liberata dalla combustione del combustibile all'interno della caldaia viene trasferita a questa acqua. Durante questo processo, l'acqua viene trasformata in vapore saturo secco caratterizzato da alta pressione (variabile da 150 ksc a 380 ksc, a seconda del progetto) e alta temperatura (tra 530°C e 732°C, in base alle specifiche di progettazione).
Questo vapore saturo viene poi alimentato in una turbina, dove si espande e la sua temperatura diminuisce. In questo processo di espansione, il vapore trasferisce la sua energia termica all'energia rotazionale dell'albero della turbina. Il flusso di vapore nella turbina è regolato da una valvola di controllo, che è governata dal sistema di governo della turbina. Di conseguenza, la potenza attiva prodotta dalla turbina è controllata dal governatore. La turbina è accoppiata a un generatore sincrono.
Il generatore sincrono converte l'energia meccanica della turbina in energia elettrica. I generatori sincroni producono elettricità a tensioni relativamente basse, tipicamente nell'intervallo di 11 kV a 26 kV, alla frequenza nominale. Questa tensione viene poi aumentata a 220 kV/400 kV/765 kV da un trasformatore di generazione per la trasmissione nella rete elettrica. Nello studio dei sistemi di potenza, questo intero sistema integrato è chiamato unità di generazione.
Controllo del governatore della turbina (TGC)
Come menzionato precedentemente, il governatore regola il flusso di potenza attiva nella turbina controllando la posizione della valvola di controllo. Un governatore idraulico può essere modellato come un regolatore integrale che riceve feedback dalla velocità rotazionale effettiva della turbina. La figura 1 illustra l'operazione del governatore in modalità di controllo della velocità.
La velocità effettiva della turbina viene confrontata con la velocità di riferimento (corrispondente alla frequenza nominale della rete). Il segnale d'errore di velocità risultante (∆ωᵣ) viene poi inviato al governatore. In base a questo segnale d'errore, il governatore regola la posizione della valvola di controllo: se viene rilevato un segnale d'errore positivo (indicante che la frequenza effettiva supera la frequenza nominale), il governatore chiude leggermente la valvola; viceversa, la apre quando riceve un segnale d'errore negativo.
"R" rappresenta l'impostazione di scorrimento del governatore, solitamente variabile tra il 3% e l'8%. Matematicamente, è definito come:
R = (variazione percentuale di frequenza) / (variazione percentuale di potenza)
Le impostazioni di scorrimento sono fondamentali per l'operazione stabile parallela di multiple unità di generazione, poiché determinano come il carico viene condiviso all'interno di un'area di controllo. Le unità con un valore di scorrimento inferiore assumeranno automaticamente una quota maggiore del carico.
Area di controllo
In un sistema di potenza, le unità di generazione e i carichi sono distribuiti in vaste regioni geografiche. Per mantenere la stabilità, l'intera rete è divisa in aree di controllo più piccole (principalmente basate sulla geografia). Questa divisione permette:
All'interno di un'area di controllo, coesistono molteplici unità di generazione e carichi. Suddividere il sistema di potenza in aree di controllo serve diversi obiettivi chiave:
1. Controllo della frequenza del carico
Questo framework consente l'applicazione di metodi di controllo del carico-frequenza per mantenere la frequenza della rete, un concetto esplorato in dettaglio successivamente.
2. Determinazione degli interscambi programmati
Se la generazione in un'area di controllo è inferiore alla domanda di carico, l'energia fluisce nell'area da aree di controllo adiacenti tramite linee di collegamento (e viceversa).
3. Condivisione efficace del carico
La domanda di carico varia durante il giorno (ad esempio, è minore di notte, con picchi al mattino e alla sera). Le aree di controllo semplificano il processo di:
Bilanciamento del potere
L'energia elettrica viene consumata in tempo reale (non può essere immagazzinata su larga scala). Pertanto, il bilanciamento del potere è un requisito fondamentale:
Potenza generata (P₉) = Domanda di carico (Pd) + Perdite di trasmissione (Pₗ)
Le perdite di trasmissione tipicamente rappresentano circa il 2% della potenza generata e spesso vengono trascurate quando si focalizza sul controllo della frequenza. Per semplicità, approssimiamo:
Potenza generata (P₉) ≈ Domanda di carico (Pd)
Variazione della frequenza
La frequenza della rete fluttua a causa di discrepanze tra la domanda di carico e la generazione. Sebbene le deviazioni minori siano stabilizzate dall'inerzia del sistema, differenze significative (ad esempio, guasti di unità, cambiamenti di carico importanti) possono causare variazioni di frequenza di ±5%. Gli scenari chiave includono:
Nella maggior parte dei casi (ad esempio, guasti di unità/linee, connessione di carichi importanti), la domanda supera la generazione, causando una diminuzione della frequenza. Al contrario, se una linea di trasmissione che serve un carico importante si guasta, la generazione può superare la domanda, causando un aumento della frequenza. Anche se il sistema risponde in modo opposto a questi scenari, comprendere le cadute di frequenza è sufficiente per afferrare entrambi i comportamenti.
Perché si verificano le cadute di frequenza
Due comportamenti intrinseci del sistema causano le cadute di frequenza:
1. Smorzamento del carico
I motori a induzione (ad esempio, ventilatori domestici, motori industriali) dominano i carichi della rete. Il loro consumo di potenza è dipendente dalla frequenza: una riduzione del 1% della frequenza tipicamente riduce il consumo di potenza attiva di circa il 2% in grandi sistemi. Quando nuovi carichi si connettono, la frequenza diminuisce, e i carichi a induzione esistenti consumano automaticamente meno potenza, parzialmente mitigando il gap tra domanda e generazione.
2. Rilascio di energia cinetica dai gruppi turbine-generatore (TG)
I gruppi TG convenzionali hanno rotori massicci (spesso >25 tonnellate) che ruotano a 3000 RPM (per reti a 50Hz). Quando la domanda supera la generazione, questi rotori forniscono temporaneamente l'energia cinetica accumulata (per 3-5 secondi, a seconda dell'inerzia). Mentre i rotori rallentano, la frequenza della rete diminuisce.
Controllo della frequenza
Il controllo del carico-frequenza (LFC) ripristina la frequenza della rete al suo valore nominale dopo le discrepanze tra domanda e generazione. Esistono due livelli di controllo:
1. Controllo primario della frequenza
A livello di unità, il sistema di governo della turbina regola la velocità (e quindi la frequenza). Come mostrato in precedenza, ogni unità modula l'input di vapore in base alle deviazioni di frequenza. Il ciclo di controllo primario completo per una stazione di generazione è illustrato nella figura sottostante.
2. Controllo secondario della frequenza
Questo implica un controllo coordinato tra diverse unità in diverse aree di controllo, garantendo la stabilità a lungo termine della frequenza e la condivisione ottimale del carico.
Limiti del controllo primario della frequenza
Il controllo primario della frequenza da solo porta a una deviazione di frequenza a stato stazionario, influenzata dalla caratteristica di scorrimento del governatore e dalla sensibilità del carico alla frequenza. Ciò avviene perché le unità individuali regolano la velocità senza considerare dove sono connessi i nuovi carichi o quanto carico è aggiunto. Senza tale valutazione contestuale, il bilanciamento del potere non può essere completamente ripristinato e la deviazione di frequenza persiste. Dopo le azioni di controllo primario, l'errore di frequenza a stato stazionario può essere positivo o negativo.
Controllo secondario della frequenza
Il ripristino della frequenza del sistema al suo valore nominale richiede un controllo secondario, che tiene conto delle nuove localizzazioni di carico e regola i punti di riferimento per le unità selezionate. Quando il carico aumenta in un'area di controllo, la generazione all'interno di quell'area deve aumentare per:
Per raggiungere questo obiettivo:
Una volta emessi i nuovi punti di riferimento del carico, le unità iniziano a regolare la generazione. A causa della natura meccanica della produzione di energia, ci vogliono 25-30 minuti per le unità per raggiungere le loro uscite programmate. Una volta che tutte le stazioni di generazione raggiungono la generazione target, il bilanciamento del potere viene ripristinato e la frequenza torna al valore nominale.
La risposta complessiva del sistema con il controllo primario e secondario della frequenza può essere compresa dal grafico sottostante.
Risposta del sistema all'aumento del carico (A-B-C-D)
A-B: Rilascio transitorio di energia cinetica
Prima del punto A, il sistema opera in bilanciamento di potere. Al punto A, il carico aumenta improvvisamente da P₀ a P₀ + ∆P. Si verifica un ritardo di 3-5 secondi prima che il governatore risponda. Durante questo intervallo, l'energia cinetica accumulata nel rotore fornisce il carico eccessivo, causando una diminuzione della velocità del rotore e una caduta della frequenza al valore minimo f₁.
B-C: Azione di controllo primario della frequenza
Dopo circa 5 secondi, il governatore inizia il controllo della velocità, aumentando l'input di vapore per ripristinare la velocità del rotore. Questa fase dura 20-25 secondi (a seconda della magnitudine della caduta di frequenza). Come discusso, il controllo primario da solo lascia un errore di frequenza a stato stazionario ∆f a causa della caratteristica di scorrimento del governatore.
C-D: Controllo secondario della frequenza (attivazione AGC)
Una volta stabilizzata la frequenza, il controllo secondario (tramite AGC) regola la generazione per le unità selezionate in ciascuna area di controllo. Questo processo tiene conto di:
Le regolazioni della generazione sono limitate dalle velocità di rampa di progettazione delle unità, richiedendo diversi minuti per completarsi. Una volta terminato, gli interscambi programmati tornano ai valori pre-calcolati e il sistema raggiunge un nuovo bilanciamento di potere con la frequenza nominale.
