Kontrola częstotliwości obciążenia (LFC) i kontrola turbiny (TGC) w systemie energetycznym
Krótka charakterystyka jednostek cieplnych
Produkcja energii elektrycznej opiera się zarówno na odnawialnych, jak i nieodnawialnych źródłach energii. Jednostki cieplne reprezentują tradycyjne podejście do produkcji energii. W tych jednostkach paliwa takie jak węgiel, energia jądrowa, gaz ziemny, biopaliwo i biogaz są spalane w kotłach.
Kocioł jednostki generacyjnej jest niezwykle skomplikowanym systemem. W najprostszym ujęciu można go wyobrazić sobie jako komorę, której ściany są wybrukowane rurami, przez które ciągle krąży woda. Energia termiczna wyzwolona podczas spalania paliwa w kotle jest przenoszona do tej wody. W trakcie tego procesu woda przekształca się w suche parę nasyconą o wysokim ciśnieniu (od 150 ksc do 380 ksc, w zależności od projektu) i wysokiej temperaturze (od 530°C do 732°C, w zależności od specyfikacji projektowych).
Ta para nasycona jest następnie wprowadzana do turbiny, gdzie rozszerza się i jej temperatura spada. W tym procesie rozszerzania para przekazuje swoją energię termiczną do obrotowej energii wału turbiny. Przepływ pary do turbiny regulowany jest za pomocą zaworu sterującego, który kontrolowany jest przez system sterowania turbiną. W konsekwencji, moc czynna wyjściowa turbiny jest kontrolowana przez regulator. Turbina jest połączona ze synchronicznym generatorem.
Synchroniczny generator przekształca mechaniczną energię turbiny w energię elektryczną. Generatory synchroniczne produkują energię elektryczną przy stosunkowo niskich napięciach, zwykle w zakresie 11 kV do 26 kV, przy nominalnej częstotliwości. To napięcie jest następnie zwiększone do 220 kV/400 kV/765 kV przez transformator generujący, aby mogło być przesyłane do sieci energetycznej. W badaniach systemów energetycznych cały ten zintegrowany system nazywany jest jednostką generującą.
Sterowanie regulatorem turbiny (TGC)
Jak wcześniej wspomniano, regulator kontroluje przepływ mocy czynnej do turbiny poprzez sterowanie pozycją zaworu sterującego. Regulator hydrauliczny może być modelowany jako regulator całkujący, który pobiera informacje zwrotne o rzeczywistej prędkości obrotowej turbiny. Rysunek 1 ilustruje działanie regulatora w trybie sterowania prędkością.
Rzeczywista prędkość turbiny porównywana jest z prędkością referencyjną (odpowiadającą nominalnej częstotliwości sieci). Sygnał błędu prędkościowy (∆ωᵣ) jest następnie przekazywany do regulatora. Na podstawie tego sygnału błędu, regulator dostosowuje pozycję zaworu sterującego: jeśli wykryty zostanie dodatni sygnał błędu (co oznacza, że rzeczywista częstotliwość przekracza nominalną), regulator delikatnie zamyka zawór; natomiast otwiera go, gdy otrzymuje ujemny sygnał błędu.
"R" reprezentuje ustawienie nachylenia regulatora, zwykle mieszczące się w zakresie od 3% do 8%. Matematycznie definiuje się je jako:
R = (zmiana jednostkowa częstotliwości) / (zmiana jednostkowa mocy)
Ustawienia nachylenia są kluczowe dla stabilnej równoległej pracy wielu jednostek generujących, ponieważ decydują one o tym, jak obciążenie jest dzielone w obrębie obszaru sterowania. Jednostki o mniejszej wartości nachylenia będą automatycznie przejmować większą część obciążenia.
Obszar sterowania
W systemie energetycznym jednostki generujące i obciążenia są rozłożone na dużych obszarach geograficznych. Aby zachować stabilność, cała sieć jest podzielona na mniejsze obszary sterowania (głównie na podstawie geograficznej). Ta podział umożliwia:
W obrębie obszaru sterowania współistnieje wiele jednostek generujących i obciążeń. Podział systemu energetycznego na obszary sterowania służy kilku kluczowym celom:
1. Sterowanie częstotliwością obciążenia
Ten framework umożliwia zastosowanie metod sterowania częstotliwością obciążenia, aby utrzymać częstotliwość sieci - koncepcja ta będzie omówiona bardziej szczegółowo później.
2. Określanie zaplanowanych wymian
Jeśli generacja w obszarze sterowania jest mniejsza niż jego obciążenie, energia przepływa do tego obszaru z sąsiednich obszarów sterowania poprzez linie łączące (i na odwrót).
3. Efektywne dzielenie obciążenia
Obciążenie zmienia się w ciągu dnia (np. jest mniejsze w nocy, osiąga szczyt rano i wieczorem). Obszary sterowania upraszczają proces:
Bilans mocy
Energia elektryczna jest zużywana w czasie rzeczywistym (nie można jej magazynować na dużą skalę). Dlatego bilans mocy jest podstawowym wymaganiem:
Wygenerowana moc (P₉) = Zapotrzebowanie obciążenia (Pd) + Straty transmisyjne (Pₗ)
Straty transmisyjne zazwyczaj stanowią około 2% wygenerowanej mocy i często są pomijane, gdy skupiamy się na sterowaniu częstotliwością. Dla uproszczenia przybliżamy:
Wygenerowana moc (P₉) ≈ Zapotrzebowanie obciążenia (Pd)
Zmiany częstotliwości
Częstotliwość sieci fluktuuje z powodu niezgodności między zapotrzebowaniem obciążenia a generacją. Małe odchylenia są stabilizowane przez bezwładność systemu, ale znaczne luki (np. awarie jednostek, duże zmiany obciążenia) mogą powodować, że częstotliwość zmienia się o ±5%. Kluczowe scenariusze obejmują:
W większości przypadków (np. awaria jednostki/linii, nagłe podłączenie dużego obciążenia) zapotrzebowanie przekracza generację, co powoduje spadek częstotliwości. Natomiast, jeśli linia transmisyjna obsługująca duże obciążenie awariuje, generacja może przekroczyć zapotrzebowanie, powodując wzrost częstotliwości. Mimo że system reaguje inaczej w tych scenariuszach, zrozumienie spadków częstotliwości wystarcza, aby zrozumieć oba zachowania.
Dlaczego następują spadki częstotliwości
Dwa naturalne zachowania systemu powodują spadki częstotliwości:
1. Tłumienie obciążenia
Silniki indukcyjne (np. wentylatory domowe, napędy przemysłowe) dominują w obciążeniach sieci. Ich zużycie mocy jest zależne od częstotliwości: 1% spadku częstotliwości zwykle redukuje zużycie mocy czynnej o około 2% w dużych systemach. Gdy nowe obciążenia podłączają się, częstotliwość spada, a istniejące obciążenia indukcyjne automatycznie zużywają mniej mocy - częściowo łagodząc lukę między zapotrzebowaniem a generacją.
2. Wydzielanie energii kinetycznej z zestawów turbina-generatory (TG)
Konwencjonalne zestawy TG mają ogromne rotory (często >25 ton) obracające się z prędkością 3000 RPM (dla sieci 50Hz). Gdy zapotrzebowanie przekracza generację, te rotory tymczasowo dostarczają zgromadzoną energię kinetyczną (na 3-5 sekund, w zależności od bezwładności). Gdy rotory zwalniają, częstotliwość sieci spada.
Sterowanie częstotliwością
Sterowanie częstotliwością obciążenia (LFC) przywraca częstotliwość sieci do jej wartości nominalnej po niezgodnościach między zapotrzebowaniem a generacją. Istnieją dwa poziomy sterowania:
1. Pierwsze sterowanie częstotliwością
Na poziomie jednostki, system sterowania turbiną dostosowuje prędkość (a więc i częstotliwość). Jak pokazano wcześniej, każda jednostka moduluje dopływ pary w zależności od odchylenia częstotliwości. Pełna pętla sterowania pierwotnego dla stacji generacyjnej jest przedstawiona na poniższym rysunku.
2. Drugie sterowanie częstotliwością
Obejmuje to koordynowane sterowanie między wieloma jednostkami w różnych obszarach sterowania, zapewniając długoterminową stabilność częstotliwości i optymalne dzielenie obciążenia.
Ograniczenia pierwszego sterowania częstotliwością
Samodzielne pierwsze sterowanie częstotliwością powoduje stałe odchylenie częstotliwości, wpływające na charakterystykę nachylenia regulatora i wrażliwość obciążenia na częstotliwość. To dzieje się, ponieważ poszczególne jednostki dostosowują prędkość bez uwzględniania, gdzie podłączono nowe obciążenia lub ile obciążenia zostało dodane. Bez takiej kontekstualnej oceny nie można w pełni przywrócić bilansu mocy, a odchylenie częstotliwości trwa. Po działaniach sterowania pierwotnego, stałe odchylenie częstotliwości może być zarówno dodatnie, jak i ujemne.
Drugie sterowanie częstotliwością
Przywrócenie częstotliwości systemu do jej wartości nominalnej wymaga drugiego sterowania, które uwzględnia lokalizację nowych obciążeń i dostosowuje punkty odniesienia dla wybranych jednostek. Gdy obciążenie wzrasta w obszarze sterowania, generacja w tym obszarze musi wzrosnąć, aby:
Aby to osiągnąć:
Po wydaniu nowych punktów odniesienia obciążenia, jednostki zaczynają dostosowywać generację. Ze względu na mechaniczny charakter produkcji energii, zajmuje to 25-30 minut, aby jednostki osiągnęły zaplanowane wyjścia. Gdy wszystkie stacje generacyjne osiągną docelową generację, bilans mocy zostanie przywrócony, a częstotliwość wróci do wartości nominalnej.
Całkowita reakcja systemu z pierwszym i drugim sterowaniem częstotliwością może być zrozumiała dzięki poniższemu wykresowi.
Reakcja systemu na wzrost obciążenia (A-B-C-D)
A-B: Tymczasowe wydzielanie energii kinetycznej
Przed punktem A, system działa w bilansie mocy. W punkcie A, obciążenie nagle wzrasta z P₀ do P₀ + ∆P. Następuje 3-5 sekundowa opóźnienie, zanim regulator zareaguje. W tym okresie, zmagazynowana energia kinetyczna rotora dostarcza nadmiar obciążenia, powodując spadek prędkości rotora i spadek częstotliwości do minimalnej wartości f₁.
B-C: Działanie pierwszego sterowania częstotliwością
Po około 5 sekundach, regulator rozpoczyna sterowanie prędkością, zwiększając dopływ pary, aby przywrócić prędkość rotora. Ten etap trwa 20-25 sekund (zależnie od wielkości spadku częstotliwości). Jak już wspomniano, samodzielne sterowanie pierwotne pozostawia stałe odchylenie częstotliwości ∆f wynikające z nachylenia regulatora.
C-D: Drugie sterowanie częstotliwością (aktywacja AGC)
Gdy częstotliwość stabilizuje się, drugie sterowanie (poprzez AGC) dostosowuje generację dla wybranych jednostek w każdym obszarze sterowania. Ten proces uwzględnia:
Dostosowania generacji są ograniczone przez stopy projektowe jednostek, co zajmuje kilka minut, aby zakończyć. Po ukończeniu, zaplanowane wymiany wracają do wstępnie obliczonych wartości, a system osiąga nowy bilans mocy z częstotliwością nominalną.
