Lastfrekvenskontroll (LFC) & Turbinregulatorstyring (TGC) i kraftsystem
Kort innføring i varmestrømningsanlegg
Elproduksjon bygger på både fornybar og ikke-fornybar energi. Varmestrømningsanlegg representerer en konvensjonell tilnærming til kraftproduksjon. I disse anleggene forbrennes drivstoff som kull, nuklearenergi, naturgass, biobrensel og biogass i en kjel.
Kjelen i et strømningsanlegg er et ekstremt komplekst system. I sin enkleste form kan den visualiseres som en kammer med rør langs veggene, gjennom hvilke vann kontinuerlig sirkulerer. Den termiske energien som frigjøres ved forbrenning av drivstoff overføres til dette vannet. Under denne prosessen blir vannet transformert til tørt mettet damp med høy trykk (som varierer fra 150 ksc til 380 ksc, avhengig av design) og høy temperatur (mellom 530°C og 732°C, avhengig av designspesifikasjoner).
Denne mettede dampen sendes deretter inn i en turbin, hvor den utvider seg og temperaturen synker. I denne utvidelsesprosessen overfører dampen sin termiske energi til rotasjonseksemplet i turbinen. Strømmen av damp til turbinen reguleres av en kontrollventil, som styres av turbinens styresystem. Dermed kontrolleres den aktive effekten fra turbinen av regulator. Turbinen er koblet til en synkron generator.
Synkrongeneratoren omformer mekanisk energi fra turbinen til elektrisk energi. Synkrongeneratore produserer strøm ved relativt lavt spenning, typisk i området 11 kV til 26 kV, ved nominell frekvens. Dette spenningen økes deretter til 220 kV/400 kV/765 kV av en genererende transformator for overføring til strømnettet. I strømsystemstudier refereres til dette hele integrerte systemet som et strømningsanlegg.
Turbinregulator (TGC)
Som nevnt tidligere, regulerer regulator den aktive effektstrømmen til turbinen ved å kontrollere posisjonen til kontrollventilen. En hydraulisk regulator kan modelleres som en integralregulator som tar tilbakemelding fra turbinens faktiske roteringshastighet. Figur 1 illustrerer regulatorfunksjonen i hastighetskontrollmodus.
Turbinens faktiske hastighet sammenlignes med referansehastigheten (som svarer til det nominelle nettetfrekvens). Det resulterende hastighetsfeilsignal (∆ωᵣ) sendes deretter til regulator. Basert på dette feilsignalet justerer regulator posisjonen på kontrollventilen: hvis et positivt feilsignal oppdages (som indikerer at den faktiske frekvensen overstiger den nominelle frekvensen), lukker regulator litt ventilen; motsatt, åpner den ventilen når et negativt feilsignal mottas.
"R" representerer regulatorens droop-innstilling, som vanligvis ligger mellom 3% og 8%. Matematisk defineres det som:
R = (endring i frekvens per enhet) / (endring i effekt per enhet)
Droop-innstillinger er kritiske for stabil parallell drift av flere strømningsanlegg, da de bestemmer hvordan belastningen deles innenfor et kontrollområde. Enheter med mindre droop-verdi vil automatisk ta en større andel av belastningen.
Kontrollområde
I et strømsystem er strømningsanlegg og belastninger fordelt over store geografiske områder. For å opprettholde stabilitet, deles hele nettet inn i mindre kontrollområder (hovedsakelig basert på geografi). Denne inndelingen muliggjør:
Innenfor et kontrollområde eksisterer flere strømningsanlegg og belastninger. Inndelingen av strømsystemet i kontrollområder har flere nøkkelmål:
1. Lastfrekvenskontroll
Dette rammeverket muliggjør bruk av lastfrekvenskontrollmetoder for å opprettholde nettetfrekvens - et konsept som utforskes mer detaljert senere.
2. Fastsetting av planlagte interkoblinger
Hvis genereringen i et kontrollområde faller kort av dens belastningsbehov, flyter strøm inn i området fra nabo-kontrollområder via bindinger (og vice versa).
3. Effektiv lastdeling
Belastningsbehovet varierer gjennom dagen (f.eks. lavere om natten, topp i morgen og kveld). Kontrollområder forenkler prosessen med:
Effektbalanse
Elektrisk energi forbrukes i sanntid (den kan ikke lagres på stor skala). Derfor er effektbalanse en grunnleggende krav:
Generert effekt (P₉) = Belastningsbehov (Pd) + Overføringskostnader (Pₗ)
Overføringskostnader utgjør typisk ~2% av den genererte effekten og ignoreres ofte når fokus er på frekvenskontroll. For enkelhet, approksimerer vi:
Generert effekt (P₉) ≈ Belastningsbehov (Pd)
Frekvensvariasjon
Nettetfrekvens fluktuere på grunn av misforhold mellom belastningsbehov og generering. Mens små avvik stabiliseres av systeminertia, kan betydelige hull (f.eks. enhetsnedslag, store belastningsendringer) føre til at frekvensen varierer med ±5%. Nøkkeltilfeller inkluderer:
I de fleste tilfeller (f.eks. enhets-/linjenedslag, stor belastningstilkobling) overstiger behov generering, noe som fører til at frekvensen synker. Omvendt, hvis en overføringslinje som serverer en stor belastning slår ut, kan generering overstige behov, noe som fører til at frekvensen stiger. Selv om systemet reagerer motsatt i disse situasjonene, er det nok å forstå frekvensnedgang for å forstå begge atferdsmønstre.
Hvorfor frekvensnedgang oppstår
To innebygd systematferd danner grunnlag for frekvensnedgang:
1. Lastdemping
Induksjonsmotorer (f.eks. husholdningsventilatorer, industrielle drev) dominerer nettbelastninger. Deres effektforbruk er frekvensavhengig: en 1% reduksjon i frekvens reduserer typisk aktiv effektforbruk med ~2% i store systemer. Når nye belastninger kobles til, synker frekvensen, og eksisterende induksjonslastautomatisk forbruker mindre effekt - delvis motvirker dette gapet mellom behov og generering.
2. Kinetisk energifrigjøring fra turbine-generatorsett (TG)
Konvensjonelle TG-sett har massive rotor (ofte >25 tonn) som roterer med 3000 RPM (for 50Hz-nett). Når behov overstiger generering, leverer disse rotor midlertidig lagret kinetisk energi (i 3-5 sekunder, avhengig av inertia). Som rotor bremser, synker nettetfrekvens.
Frekvenskontroll
Lastfrekvenskontroll (LFC) gjenoppretter nettetfrekvens til dens nominelle verdi etter misforhold mellom behov og generering. To nivåer av kontroll finnes:
1. Primær frekvenskontroll
På enhetsnivå, justerer turbinens styresystem hastighet (og dermed frekvens). Som vist tidligere, modulerer hver enhet dampinngang basert på frekvensavvik. Den fulle primære kontroll-løkken for et strømningsanlegg vises i figuren nedenfor.
2. Sekundær frekvenskontroll
Dette involverer koordinert kontroll over flere enheter i forskjellige kontrollområder, for å sikre langtid frekvensstabilitet og optimal lastdeling.
Begrensninger i primær frekvenskontroll
Primær frekvenskontroll alene resulterer i en stabil frekvensavvik, påvirket av regulatorens droop-karakteristikk og lastfrekvensfølsomhet. Dette skjer fordi individuelle enheter justerer hastighet uten å ta hensyn til hvor nye belastninger kobles til eller hvor mye belastning legges til. Uten slik kontekstuelt vurdering kan ikke effektbalansen fullstendig gjenopprettes, og frekvensavviket fortsetter. Etter primære kontrollhandlinger kan det stabile frekvensfeilet være enten positivt eller negativt.
Sekundær frekvenskontroll
Gjenoppretting av systemfrekvens til dens nominelle verdi krever sekundær kontroll, som tar hensyn til nye belastningslokasjoner og justerer referanseverdier for valgte enheter. Når belastningen øker i et kontrollområde, må genereringen innen det området økes for å:
For å oppnå dette:
Når reviderte lastreferanser blir utstedt, begynner enhetene å justere generering. På grunn av den mekaniske naturen av effektproduksjon, tar det 25-30 minutter for enheter å nå deres planlagte utdata. Når alle strømningsanlegg oppnår målgenerering, gjenopprettes effektbalansen, og frekvensen returnerer til nominell.
Det samlede responsen av systemet med primær og sekundær frekvenskontroll kan forstås ved grafen nedenfor.
Systemrespons til økt belastning (A-B-C-D)
A-B: Midlertidig kinetisk energifrigjøring
Før punkt A, opererer systemet i effektbalanse. Ved punkt A, øker belastningen plutselig fra P₀ til P₀ + ∆P. Det oppstår en 3-5 sekunders forsinkelse før regulator reagerer. I dette intervallet leverer rotorens lagrede kinetisk energi den ekstra belastningen, noe som fører til at rotorfarten synker og frekvensen synker til minimumsverdi f₁.
B-C: Handling av primær frekvenskontroll
Etter ca. 5 sekunder, initierer regulator hastighetskontroll, øker dampinngangen for å gjenopprette rotorfarten. Denne fasen varer 20-25 sekunder (avhengig av frekvensnedgangens størrelse). Som diskutert, etterlater primær kontroll alene et stabil frekvensfeil ∆f på grunn av regulator-droop.
C-D: Sekundær frekvenskontroll (AKTivering av AGC)
Når frekvensen stabiliseres, justerer sekundær kontroll (via AGC) generering for valgte enheter i hvert kontrollområde. Denne prosessen tar hensyn til:
Genereringsjusteringer er begrenset av enhetenes design-ramp-rater, og tar flere minutter å fullføre. Når de er ferdige, returnerer planlagte interkoblinger til forhånds-beregnet verdier, og systemet oppnår en ny effektbalanse med nominell frekvens.
