Управление частотой нагрузки (LFC) и управление турбинным регулятором (TGC) в энергетической системе
Краткое введение в тепловые электрогенерирующие установки
Производство электроэнергии опирается как на возобновляемые, так и на невозобновляемые источники энергии. Тепловые генерирующие установки представляют собой традиционный подход к производству электроэнергии. В этих установках такие виды топлива, как уголь, ядерная энергия, природный газ, биотопливо и биогаз, сжигаются в котле.
Котел генерирующей установки является чрезвычайно сложной системой. В самом простом представлении его можно визуализировать как камеру, стенки которой покрыты трубами, через которые непрерывно циркулирует вода. Тепловая энергия, выделяемая при сгорании топлива внутри котла, передается этой воде. В процессе вода превращается в сухой насыщенный пар, характеризующийся высоким давлением (от 150 ксц до 380 ксц, в зависимости от конструкции) и высокой температурой (от 530°C до 732°C, в соответствии с проектными характеристиками).
Этот насыщенный пар затем подается в турбину, где он расширяется, и его температура снижается. В этом процессе расширения пар передает свою тепловую энергию вращательной энергии вала турбины. Поток пара в турбину регулируется запорным клапаном, управление которым осуществляется системой управления турбиной. Следовательно, активная мощность, вырабатываемая турбиной, контролируется регулятором. Турбина соединена с синхронным генератором.
Синхронный генератор преобразует механическую энергию турбины в электрическую энергию. Синхронные генераторы производят электроэнергию на относительно низком напряжении, обычно в диапазоне 11 кВ до 26 кВ, при номинальной частоте. Это напряжение затем повышается до 220 кВ/400 кВ/765 кВ с помощью генерирующего трансформатора для передачи в энергосистему. В исследованиях энергосистем весь этот интегрированный комплекс называется генерирующей установкой.
Управление турбинным регулятором (TGC)
Как уже упоминалось, регулятор управляет потоком активной мощности в турбину, контролируя положение запорного клапана. Гидравлический регулятор можно смоделировать как интегральный контроллер, который получает обратную связь от фактической скорости вращения турбины. Рисунок 1 иллюстрирует работу регулятора в режиме контроля скорости.
Фактическая скорость турбины сравнивается с эталонной скоростью (соответствующей номинальной частоте сети). Полученный сигнал ошибки скорости (∆ωᵣ) затем подается на регулятор. На основе этого сигнала ошибки регулятор корректирует положение запорного клапана: если обнаруживается положительный сигнал ошибки (что указывает на то, что фактическая частота превышает номинальную), регулятор немного закрывает клапан; наоборот, он открывает клапан, когда получает отрицательный сигнал ошибки.
"R" представляет собой настройку падения регулятора, обычно находящуюся в пределах от 3% до 8%. Математически это определяется как:
R = (изменение частоты в пер. единицах) / (изменение мощности в пер. единицах)
Настройки падения важны для стабильной параллельной работы нескольких генерирующих установок, так как они определяют, как нагрузка распределяется в зоне управления. Установки с меньшим значением падения автоматически берут на себя большую долю нагрузки.
Зона управления
В энергосистеме генерирующие установки и нагрузки распределены по огромным географическим регионам. Для обеспечения стабильности вся сеть делится на более мелкие зоны управления (в основном на основе географии). Это деление позволяет:
В зоне управления сосуществуют несколько генерирующих установок и нагрузок. Подразделение энергосистемы на зоны управления служит нескольким ключевым целям:
1. Управление частотой и нагрузкой
Эта структура позволяет применять методы управления частотой и нагрузкой для поддержания частоты сети — концепция, которая будет рассмотрена подробнее позже.
2. Определение запланированных интервалов
Если генерация в зоне управления не соответствует спросу на нагрузку, мощность поступает в эту зону из соседних зон управления через соединительные линии (и наоборот).
3. Эффективное распределение нагрузки
Спрос на нагрузку меняется в течение дня (например, ниже ночью, достигая пиковых значений утром и вечером). Зоны управления упрощают процесс:
Баланс мощности
Электроэнергия потребляется в реальном времени (ее нельзя хранить в больших объемах). Таким образом, баланс мощности является фундаментальным требованием:
Генерируемая мощность (P₉) = Спрос на нагрузку (Pd) + Потери при передаче (Pₗ)
Потери при передаче обычно составляют около 2% от генерируемой мощности и часто игнорируются при фокусировке на управлении частотой. Для простоты мы приближаем:
Генерируемая мощность (P₉) ≈ Спрос на нагрузку (Pd)
Изменение частоты
Частота сети колеблется из-за несоответствий между спросом на нагрузку и генерацией. Незначительные отклонения стабилизируются за счет инерции системы, но значительные разрывы (например, остановка установок, крупные изменения нагрузки) могут вызвать изменение частоты на ±5%. Ключевые сценарии включают:
В большинстве случаев (например, остановка установки/линии, подключение крупной нагрузки) спрос превышает генерацию, что приводит к снижению частоты. Наоборот, если линия передачи, обслуживающая крупную нагрузку, выходит из строя, генерация может превышать спрос, что приводит к увеличению частоты. Хотя система реагирует противоположно на эти сценарии, понимание снижения частоты достаточно для осознания обоих поведений.
Почему происходят снижения частоты
Два внутренних свойства системы вызывают снижение частоты:
1. Демпфирование нагрузки
Асинхронные двигатели (например, бытовые вентиляторы, приводы промышленного оборудования) доминируют в нагрузках сети. Их потребление мощности зависит от частоты: снижение частоты на 1% обычно уменьшает потребление активной мощности на ~2% в крупных системах. Когда подключаются новые нагрузки, частота падает, и существующие асинхронные нагрузки автоматически потребляют меньше мощности, частично компенсируя разрыв между спросом и генерацией.
2. Высвобождение кинетической энергии от турбоагрегатов (ТА)
Традиционные ТА имеют массивные роторы (часто >25 тонн), вращающиеся со скоростью 3000 об/мин (для сетей 50 Гц). Когда спрос превышает генерацию, эти роторы временно поставляют накопленную кинетическую энергию (на 3–5 секунд, в зависимости от инерции). По мере замедления роторов частота сети падает.
Управление частотой
Управление частотой и нагрузкой (LFC) восстанавливает частоту сети до номинального значения после несоответствий между спросом и генерацией. Существует два уровня управления:
1. Первичное управление частотой
На уровне установки система управления турбиной корректирует скорость (и, следовательно, частоту). Как показано ранее, каждая установка модулирует вход пара в зависимости от отклонений частоты. Полная схема первичного контура управления для генерирующей станции представлена на рисунке ниже.
2. Вторичное управление частотой
Это включает координированное управление несколькими установками в разных зонах управления, обеспечивающее долгосрочную стабильность частоты и оптимальное распределение нагрузки.
Ограничения первичного управления частотой
Первичное управление частотой само по себе приводит к стационарному отклонению частоты, зависящему от характеристики падения регулятора и чувствительности нагрузки к частоте. Это происходит потому, что отдельные установки корректируют скорость без учета того, где подключены новые нагрузки, или сколько нагрузки добавлено. Без такого контекстного анализа полное восстановление баланса мощности невозможно, и отклонение частоты сохраняется. После действий первичного управления стационарная ошибка частоты может быть либо положительной, либо отрицательной.
Вторичное управление частотой
Для восстановления частоты системы до номинального значения требуется вторичное управление, которое учитывает местоположение новых нагрузок и корректирует эталонные точки для выбранных установок. При увеличении нагрузки в зоне управления генерация в этой зоне должна возрастать, чтобы:
Для достижения этого:
После выпуска обновленных точек нагрузки установки начинают корректировать генерацию. Из-за механической природы производства энергии на это уходит 25–30 минут. Когда все генерирующие станции достигнут запланированных выходов, баланс мощности будет восстановлен, и частота вернется к номинальному значению.
Общая реакция системы с первичным и вторичным управлением частотой можно понять по графику ниже.
Ответ системы на увеличение нагрузки (A-B-C-D)
A-B: Транзиторное высвобождение кинетической энергии
До точки A система работает в балансе мощности. В точке A нагрузка внезапно увеличивается с P₀ до P₀ + ∆P. Происходит задержка 3–5 секунд до ответа регулятора. В течение этого интервала, накопленная кинетическая энергия ротора обеспечивает избыточную нагрузку, что приводит к снижению скорости ротора и падению частоты до минимального значения f₁.
B-C: Действие первичного управления частотой
Примерно через 5 секунд регулятор начинает корректировать скорость, увеличивая подачу пара для восстановления скорости ротора. Этот этап длится 20–25 секунд (в зависимости от величины падения частоты). Как уже обсуждалось, первичное управление само по себе оставляет стационарную ошибку частоты ∆f из-за характеристики падения регулятора.
C-D: Вторичное управление частотой (активация AGC)
После стабилизации частоты вторичное управление (через AGC) корректирует генерацию для выбранных установок в каждой зоне управления. Этот процесс учитывает:
Корректировки генерации ограничиваются проектными скоростями нарастания мощности, и на их завершение уходит несколько минут. После завершения запланированные интервалы возвращаются к предварительно рассчитанным значениям, и система достигает нового баланса мощности с номинальной частотой.
