Lastfrekvensreglering (LFC) & Turbinreglering (TGC) i elkraftsystem

Kort introduktion till värmekraftverk

Elproduktion bygger på både förnybara och icke-förnybara energiresurser. Värmekraftverk representerar en traditionell metod för strömförsörjning. I dessa enheter förbränns bränslen som kol, kärnenergi, naturgas, biobränsle och biogas i en panna.

Pannan i ett kraftverk är ett extremt komplext system. I dess enklaste form kan den visualiseras som en kammare vars väggar är utrustade med rör, genom vilka vatten kontinuerligt cirkulerar. Den termiska energin som frigörs genom förbränningen av bränslet i pannan överförs till detta vatten. Under denna process omvandlas vattnet till torr mättad ånga med hög tryck (mellan 150 ksc och 380 ksc, beroende på design) och hög temperatur (mellan 530°C och 732°C, beroende på designspecifikationer).

Denna mättade ånga matas sedan in i en turbin, där den expanderar och temperaturen sjunker. Under denna expansionsprocess överför ångan sin termiska energi till turbinaxelns rotationsenergi. Flödet av ånga till turbinen regleras av en styrvärve, som styrs av turbinens styrsystem. Därför styrs den aktiva effekten från turbinen av styrenheten. Turbinen är kopplad till en synkron generator.

Synkrongeneratorn omvandlar turbinens mekaniska energi till elektrisk energi. Synkrongeneratorer producerar el vid relativt låga spänningar, vanligtvis mellan 11 kV och 26 kV, vid nominella frekvenser. Denna spänning ökas sedan till 220 kV/400 kV/765 kV av en genererande transformator för transmission till elkraftnätet. I studier av elkraftsystem hänvisar man till hela detta integrerade system som en genererande enhet.

Turbinstyrning (TGC)

Som tidigare nämnts reglerar styrenheten det aktiva effektflödet till turbinen genom att styra positionen på styrvärven. En hydraulisk styrenhet kan modelleras som en integrerande regulator som tar feedback från turbinens faktiska rotationshastighet. Figur 1 illustrerar styrenhetens funktion i hastighetskontrollläge.

Turbinens faktiska hastighet jämförs med referenshastigheten (som motsvarar nätets nominella frekvens). Det resulterande hastighetsfel-signalet (∆ωᵣ) matas sedan in i styrenheten. Baserat på detta fel-signal justerar styrenheten positionen på styrvärven: om ett positivt fel-signal upptäcks (vilket indikerar att den faktiska frekvensen överstiger den nominella frekvensen), stänger styrenheten något på värven; tvärtom öppnar den värven när ett negativt fel-signal tas emot.

"R" representerar styrenhetens droop-inställning, vilken vanligtvis ligger mellan 3% och 8%. Matematiskt definieras det som:
R = (förändring per enhet i frekvens) / (förändring per enhet i effekt)

Droop-inställningar är avgörande för stabil parallell drift av flera genererande enheter, eftersom de bestämmer hur last delas inom ett kontrollområde. Enheter med en mindre droop-värde kommer automatiskt att ta på sig en större andel av lasten.

Kontrollområde

I ett elkraftsystem distribueras genererande enheter och laster över stora geografiska regioner. För att upprätthålla stabilitet delas hela nätet in i mindre kontrollområden (primärt baserat på geografi). Denna indelning möjliggör:

• Effektiva beräkningar av lastflöde

• Precis kontroll av frekvens och effektbalans

Inom ett kontrollområde samexisterar flera genererande enheter och laster. Indelningen av elkraftsystemet i kontrollområden tjänar flera viktiga mål:

1. Lastfrekvenskontroll

Detta ramverk möjliggör användningen av lastfrekvenskontrollmetoder för att upprätthålla nätets frekvens - ett koncept som utforskas mer ingående senare.

2. Bestämmande av planerade interkommunikationer

Om en kontrollområdes generation inte når dess lastefterfrågan, flyter ström in i området från grannkontrollområden via bindningslinjer (och vice versa).

3. Effektiv lastdelning

Lastefterfrågan varierar under dagen (t.ex. lägre på natten, toppar på morgonen och kvällen). Kontrollområden förenklar processen för:

• Fördelning av last över enheter baserat på projicerad efterfrågan och enhetskapacitet

• Beräkning av planerade strömintervaller med andra kontrollområden

Effektbalans

Elektrisk energi konsumeras i realtid (den kan inte lagras i stor skala). Därför är effektbalans en grundläggande krav:
Genererad effekt (P₉) = Lastefterfrågan (Pd) + Transmissionssvinn (Pₗ)

Transmissionssvinn utgör vanligtvis ~2% av den genererade effekten och försummas ofta när fokus ligger på frekvenskontroll. För enkelhetens skull approximerar vi:
Genererad effekt (P₉) ≈ Lastefterfrågan (Pd)

Frekvensvariation

Nätfrekvensen svänger på grund av olikheter mellan lastefterfrågan och generation. Medan små avvikelser stabiliseras av systemets tröghet, kan stora skillnader (t.ex. enhetsavbrott, stora laständringar) orsaka frekvensvariationer på ±5%. Viktiga scenarion inkluderar:

• Oplanerade avbrott i genererande enheter eller transmissionslinjer

• Plötslig anslutning/avkoppling av stora laster

I de flesta fall (t.ex. enhets-/linjeavbrott, stora lastanslutningar) överstiger efterfrågan generation, vilket gör att frekvensen sjunker. Omvänt, om en transmissionslinje som serverar en stor last avbryts, kan generation överstiga efterfrågan, vilket gör att frekvensen stiger. Även om systemet reagerar motsatt i dessa scenarion, räcker det att förstå frekvenssjunkningar för att förstå båda beteenden.

Varför frekvenssjunkningar inträffar

Två inbyggda systembeteenden driver frekvenssjunkningar:

1. Lastdämpning

Induktionsmotorer (t.ex. hushållsfläktar, industriella drivsystem) dominerar nätets laster. Deras energiförbrukning är frekvensberoende: en 1% minskning av frekvensen minskar aktiv effekt förbrukning med ~2% i stora system. När nya laster ansluts, sjunker frekvensen, och existerande induktionslaster konsumerar automatiskt mindre energi - vilket delvis mildrar skillnaden mellan efterfrågan och generation.

2. Kinetisk energifrigörelse från turbin-generator (TG)-satser

Konventionella TG-satser har massiva rotorer (ofta >25 ton) som snurrar på 3000 RPM (för 50Hz-nät). När efterfrågan överstiger generation, levererar dessa rotorer tillfälligt lagrad kinetisk energi (under 3-5 sekunder, beroende på tröghet). När rotorerna saktar ner, sjunker nätfrekvensen.

Frekvenskontroll

Lastfrekvenskontroll (LFC) återställer nätfrekvensen till dess nominella värde efter olikheter mellan efterfrågan och generation. Det finns två nivåer av kontroll:

1. Primär frekvenskontroll

På enhetsnivå justerar turbinens styrning hastighet (och därmed frekvens). Som tidigare visats, justerar varje enhet ångmatning baserat på frekvensavvikelser. Hela den primära kontrollslutlingen för en genererande station visas i figuren nedan.

2. Sekundär frekvenskontroll

Detta innefattar koordinerad kontroll över flera enheter i olika kontrollområden, vilket säkerställer långsiktig frekvensstabilitet och optimal lastdelning.

Begränsningar i primär frekvenskontroll

Primär frekvenskontroll ensamt resulterar i en stillastående frekvensavvikelse, påverkad av styrenhetens droop-karakteristik och lastfrekvenskänslighet. Detta inträffar eftersom individuella enheter justerar hastighet utan att beakta var nya laster är anslutna eller hur mycket last har lagts till. Utan sådan kontextuell bedömning kan effektbalansen inte fullständigt återställas, och frekvensavvikelsen fortsätter. Efter primära kontrollåtgärder kan stillastående frekvensfel vara antingen positivt eller negativt.

Sekundär frekvenskontroll

Återställning av systemets frekvens till dess nominella värde kräver sekundär kontroll, vilket beaktar nya lastplatser och justerar referensinställningar för valda enheter. När lasten ökar i ett kontrollområde måste generationen inom det området stiga för att:

• Upprätthålla balansen mellan efterfrågan och generation på kontrollområdesnivå

• Hålla planerade interkommunikationer med grannområden inom fördefinierade gränser

För att uppnå detta:

• Automatisk generationskontroll (AGC) tilldelar specifika enheter i varje kontrollområde för sekundär kontroll.

• En frekvensbiasloop läggs till i deras kontrollsystem, vilket ger realtidskorrektiveringssignaler baserat på lastflödesberäkningar.

När reviderade lastreferenspunkter ges börjar enheter justera sin generation. På grund av den mekaniska naturen av strömförsörjningen tar det 25-30 minuter för enheter att nå sina schemalagda utdata. När alla genererande stationer uppnår sina målgenerationsvärden återställs effektbalansen, och frekvensen återgår till sitt nominella värde.

Systemets totala respons med primär och sekundär frekvenskontroll kan förstås genom grafen nedan.

Systemets respons vid lastökning (A-B-C-D)
A-B: Tillfällig kinetisk energifrigörelse

Innan punkt A opererar systemet i effektbalans. Vid punkt A ökar lasten plötsligt från P₀ till P₀ + ∆P. Ett 3-5 sekunders fördröjning uppstår innan styrenheten svarar. Under detta intervall levererar rotorns lagrade kinetiska energi den överskottslasten, vilket gör att roteringshastigheten sjunker och frekvensen sjunker till ett minimumvärde f₁.

B-C: Primär frekvenskontrollåtgärd

Efter ca 5 sekunder initierar styrenheten hastighetskontroll, ökar ångmatningen för att återställa roteringshastigheten. Denna fas varar 20-25 sekunder (beroende på magnituden av frekvenssjunken). Som tidigare nämnts, lämnar primär kontroll ensamt en stillastående frekvensfel ∆f på grund av styrenhetens droop.

C-D: Sekundär frekvenskontroll (AGC-aktivering)

När frekvensen stabiliseras, justerar sekundär kontroll (via AGC) generationen för valda enheter i varje kontrollområde. Denna process beaktar:

• Nya lastreferenspunkter

• Frekvensbias-signaler från realtidslastflödesberäkningar

Generationsjusteringar begränsas av enheternas designramprater, vilket tar flera minuter att slutföra. När de är klara återgår schemalagda interkommunikationer till förberäknade värden, och systemet uppnår en ny effektbalans med nominell frekvens.