Utaratibu wa Kudhibiti Takwimu za Ongezeko (LFC) na Kudhibiti Msimamizi wa Turubaini (TGC) katika Mipango ya Umeme

Ujumbe Mfupi kuhusu Vifaa vya Kutengeneza Nishati ya Joto

Kutengeneza nishati inategemea rasilmali za nishati zenye uwezekano wa kurudia na rasilmali ambazo hazina uwezekano wa kurudia. Vifaa vya kutengeneza nishati ya joto vinarepresenta njia ya kawaida ya kutengeneza nishati. Katika vifaa hivi, mafuta kama mvinyo, nishati ya nyuklia, nishati ya chumba, biofuel, na biogas zinatumika ndani ya boiler.

Boiler ya kitengo cha kutengeneza nishati ni mfumo mzuri sana. Kwa mtazamo wao wa msingi, inaweza kuonekana kama chumba linalolining'itwa na pipa, ambapo maji yanayotofautiana miaka mingi. Nishati ya joto iliyotokana na kusoma mafuta ndani ya boiler hutumikwa kwenye maji haya. Katika mchakato huu, maji huathiriwa kuwa na joto kubwa (kuanzia 150 ksc hadi 380 ksc, kulingana na mienzi) na joto kubwa (kati ya 530°C na 732°C, kulingana na maelezo ya mienzi).

Joto hili linatumiwa kwenye turbine, ambako linajaa na mapema yake yanaposhuka. Katika mchakato huu wa kuja, joto hulipinda nishati ya mwendo wa shafi la turbine. Mzunguko wa joto kwenye turbine unahusishwa na gate ya kudhibiti, ambayo inadhibitiwa na mfumo wa kudhibiti wa turbine. Hivyo, nishati ya kutengeneza ya turbine inadhibitiwa na governor. Turbine inajirudia na generator wa kusambana.

Generator wa kusambana hungeuza nishati ya mwendo ya turbine kwenye nishati ya umeme. Generatori hizi zinatengeneza nishati ya umeme kwa viwango vya chini, mara kati ya 11 kV na 26 kV, kulingana na maeneo ya mienzi. Viwango hivi vinastahimiliwa kwa 220 kV/400 kV/765 kV na transformer wa kutengeneza ili kuyatengeneza katika grid ya umeme. Katika utafiti wa mfumo wa nishati, mfumo kamili huu unatafsiriwa kama kitengo cha kutengeneza nishati.

Udhibiti wa Governor wa Turbine (TGC)

Kama vile lilivyotajwa hapo awali, governor anadhibiti mzunguko wa nishati ya kweli kwenye turbine kwa kudhibiti nafasi ya gate. Governor wa hydraulic unaweza kutafsiriwa kama mwanachama wa integral controller ambaye unapata feedback kutoka kwa mwendo wa asili wa turbine. Sura 1 inashow operation ya governor katika mode ya kudhibiti mwendo.

Mwendo asili wa turbine unahusishwa na mwendo wa tawi (unatokana na frequency ya grid). Taarifa ya makosa ya mwendo (∆ωᵣ) inatumiwa kwenye governor. Kulingana na taarifa hii, governor anabadilisha nafasi ya gate: ikiwa signal ya makosa ni chanya (unatafsiriwa kama frequency asili inazidi frequency ya tawi), governor anafunga gate kidogo; kinyume chake, anafungua gate ikiwa signal ya makosa ni hasi.

"R" inatafsiriwa kama setting ya droop ya governor, mara kati ya 3% na 8%. Kwa hisabati, inaelezwa kama:
R = (mabadiliko ya per unit ya frequency) / (mabadiliko ya per unit ya nishati)

Setting za droop ni muhimu kwa kudhibiti parallel ya vifaa vingine vya kutengeneza nishati, kwa sababu zinatafsiriwa kama jinsi load inaweza kushiriki katika eneo la kudhibiti. Vifaa vilivyoweza kwa droop value ndogo zitakuwa na upande mkubwa wa load.

Eneo la Kudhibiti

Katika mfumo wa nishati, vifaa vya kutengeneza nishati na loads zinapatikana katika eneo la ukoo. Kwa kudhibiti ustawi, grid nzima imetengenezwa kwenye eneo lenyewe la kudhibiti (kulingana na mazingira). Utekelezaji huu unaweza:

• Mazoezi sahihi ya mzunguko wa load

• Kudhibiti sahihi ya frequency na mizani ya nishati

Katika eneo la kudhibiti, vifaa vingine vya kutengeneza nishati na loads zinajirudia. Kugawa mfumo wa nishati kwenye eneo la kudhibiti una lengo muhimu:

1. Kudhibiti Frequency ya Load

Framework hii inaweza kutumia njia za kudhibiti frequency ya load kwa kutengeneza grid frequency - concept unayotajwa zaidi baadae.

2. Utaratibu wa Interchanges Scheduled

Ikiwa eneo la kudhibiti linalotengeneza nishati linapoteleza kwenye demand ya load, nishati hujirudia kwenye eneo kutoka kwenye eneo lenyewe la kudhibiti kwa kutumia tie lines (na kinyume chake).

3. Sharing Effective ya Load

Demand ya load huchanganyikiwa kwa siku (kwa mfano, chini usiku, peak asubuhi na jioni). Eneo la kudhibiti linahesabu mchakato wa:

• Kuweka load kwenye vifaa kulingana na demand ya projected na uwezo wa vifaa

• Kuhesabu interchanges scheduled ya nishati na eneo lenyewe la kudhibiti

Mizani ya Nishati

Nishati ya umeme huchukuliwa kwa wakati halisi (haina mahali pa kuhifadhiwa kwa kiwango kikubwa). Hivyo, mizani ya nishati ni hitaji muhimu:
Nishati Iliyotengenezwa (P₉) = Demand ya Load (Pd) + Losses za Transmission (Pₗ)

Losses za transmission zinachukua ~2% ya nishati iliyotengenezwa na zinaweza kuhukumiwa wakati kufokusia kudhibiti frequency. Kwa urahisi, tunatumia:
Nishati Iliyotengenezwa (P₉) ≈ Demand ya Load (Pd)

Mabadiliko ya Frequency

Grid frequency huchanganyikiwa kwa sababu ya mismatch kati ya demand ya load na generation. Ingawa mabadiliko madogo yanaweza kuhifadhiwa na inertia ya mfumo, gaps kubwa (kwa mfano, unit trips, mabadiliko makubwa ya load) yanaweza kusababisha frequency ikibadilika kwa ±5%. Scenarios muhimu ni:

• Outages zisizo plani za vifaa vya kutengeneza nishati au mstari wa kutuma

• Connection/disconnection ya sudden ya loads makubwa

Katika masharti mengi (kwa mfano, unit/line trips, connection ya load kubwa), demand inazidi generation, kuongeza frequency. Kinyume chake, ikiwa mstari wa kutuma unaotumika kwa load kubwa anaenda, generation inaweza kuzidi demand, kuongeza frequency. Ingawa mfumo unajibu kwa kinyume kwa scenarios hizi, kuelewa dips za frequency inasafi kuelewa vyote.

Sababu za Dips za Frequency

Behavior mbili za mfumo zinadumisha dips za frequency:

1. Load Dampening

Induction motors (kwa mfano, fan za nyumbani, industrial drives) zinawezeshwa kwa grid loads. Consumption yao ya nishati ni frequency-dependent: reduction ya 1% ya frequency zinaweza kupunguza consumption ya nishati ya active kwa ~2% katika systems kubwa. Ikiwa loads mpya zinajirudia, frequency inapungua, na induction loads zinaweza kutoa nishati chache - partially mitigating the demand-generation gap.

2. Kinetic Energy Release kutoka kwa Turbine-Generator (TG) Sets

TG sets za kawaida zina rotors makubwa (mara >25 tonnes) zinazoruka kwa 3000 RPM (kwa grids za 50Hz). Ikiwa demand inazidi generation, rotors hizi zinatumia nishati ya kinetic energy zilizohifadhiwa (kwa 3-5 sekunde, kulingana na inertia). Waktu rotors hizi zinapungua, grid frequency inapungua.

Frequency Control

Load-frequency control (LFC) hutengeneza grid frequency kwenye thamani yake ya nominal baada ya mismatches ya demand-generation. Ni vipimo viwili vya kudhibiti:

1. Primary Frequency Control

Kitengo cha unit, mfumo wa kudhibiti wa turbine huongeza mwendo (na hivyo frequency). Kama ilivyotajwa hapo awali, kila unit huchanjo steam input kulingana na deviations za frequency. Loop kamili ya kudhibiti ya primary kwa station ya kutengeneza inashow kwenye figure ifuatayo.

2. Secondary Frequency Control

Hii inahusisha kudhibiti kwa kutosha kati ya vifaa vingine katika eneo tofauti la kudhibiti, kuhakikisha stability ya muda mrefu na sharing optimal ya load.

Primary Frequency Control Limitations

Primary frequency control pekee inaresult kwa deviation ya steady-state, inaathiriwa na characteristic ya governor droop na sensitivity ya load frequency. Hii inatokea kwa sababu units individual zinabadilisha mwendo bila kujadili kwenye new loads zinajirudia au kiasi cha load kilichojirudia. Bila assessment ya context, power balance haipate kurestored kamili, na deviation ya frequency inaendelea. Baada ya actions za primary control, steady-state frequency error inaweza kuwa chanya au hasi.

Secondary Frequency Control

Restoring system frequency kwenye thamani yake ya nominal inahitaji secondary control, ambayo inahesabu locations mpya za load na kubadilisha reference setpoints kwa units selected. Ikiwa load inajirudia katika eneo la kudhibiti, generation katika eneo hilo lazima lije kwa:

• Kudumisha mizani ya demand-generation kwenye eneo la kudhibiti

• Kudumisha interchanges scheduled na eneo lenyewe la kudhibiti kwenye limits iliyotengenezwa

Kutumia hii:

• Automatic Generation Control (AGC) hunaweza kunitumia units specific katika eneo la kudhibiti kwa secondary control.

• Loop ya frequency bias unanidiwa kwenye mfumo zao wa kudhibiti, kunatoa signals za correction ya real-time kulingana na hesabu za mzunguko wa load.

Baada ya revised load setpoints zinatolewa, units zinanza kubadilisha generation. Kwa sababu ya tabia ya mechanical ya production ya nishati, itakuwa na 25-30 minutes kwa units kufika kwenye outputs zilizotengenezwa. Mara tu stations zote za kutengeneza zinapata target generation, power balance inarudi, na frequency inarudi kwenye nominal.

The overall response of the system with the primary and secondary frequency control can be understood by the graph below.

System Response to Load Increase (A-B-C-D)
A-B: Transient Kinetic Energy Release

Before point A, the system operates in power balance. At point A, load suddenly increases from P₀ to P₀ + ∆P. A 3-5 second delay occurs before the governor responds. During this interval, the rotor's stored kinetic energy supplies the excess load, causing rotor speed to drop and frequency to dip to a minimum value f₁.

B-C: Primary Frequency Control Action

At ~5 seconds, the governor initiates speed control, increasing steam input to restore rotor speed. This phase lasts 20-25 seconds (dependent on the frequency dip magnitude). As discussed, primary control alone leaves a steady-state frequency error ∆f due to governor droop.

C-D: Secondary Frequency Control (AGC Activation)

Once frequency stabilizes, secondary control (via AGC) adjusts generation for selected units in each control area. This process considers:

• New load reference setpoints

• Frequency bias signals from real-time load flow calculations

Generation adjustments are limited by the units' design ramp rates, taking several minutes to complete. Upon finishing, scheduled interchanges return to pre-calculated values, and the system achieves a new power balance with nominal frequency.