Pagsasama ng Kontrol sa Paghahatid ng Frekwensiya (LFC) at Kontrol ng Gobernador ng Turbina (TGC) sa Sistemang Pampagkakautusan ng Kapangyarihan
Maikling Pagpapakilala sa mga Thermal Generating Units
Ang paggawa ng kuryente ay nangangailangan ng renewable at non-renewable na mapagkukunan ng enerhiya. Ang mga thermal generating units ay kumakatawan sa tradisyonal na pamamaraan ng paggawa ng lakas. Sa mga unit na ito, ang mga fuel tulad ng coal, nuclear energy, natural gas, biofuel, at biogas ay sinisindihan sa loob ng boiler.
Ang boiler ng isang generating unit ay isang napakalumalubhang sistema. Sa pinakamadaling konsepto, ito ay maaaring maisip bilang isang chamber na may mga pipes na nakalinya sa mga dingding, kung saan patuloy na umiikot ang tubig. Ang thermal energy na ililigtas ng pagsisindihan ng fuel sa loob ng boiler ay inililipat sa tubig na ito. Sa prosesong ito, ang tubig ay nagbabago sa dry saturated steam na may mataas na presyon (mula 150 ksc hanggang 380 ksc, depende sa disenyo) at mataas na temperatura (mula 530°C hanggang 732°C, batay sa mga detalye ng disenyo).
Ang saturated steam na ito ay pagkatapos ay ipinapasok sa isang turbine, kung saan ito lumalaki at bumababa ang temperatura nito. Sa prosesong ito, ang steam ay inililipat ang kanyang thermal energy sa rotational energy ng shaft ng turbine. Ang daloy ng steam papunta sa turbine ay pinagbibigyan ng isang control valve, na pinangangasiwaan ng governing system ng turbine. Bilang resulta, ang aktibong output ng power ng turbine ay pinagbibigyan ng governor. Ang turbine ay nakakonektado sa isang synchronous generator.
Ang synchronous generator ay nagco-convert ng mechanical energy ng turbine sa electrical energy. Ang mga synchronous generator ay gumagawa ng kuryente sa relatibong mababang voltages, karaniwang sa range ng 11 kV hanggang 26 kV, sa nominal na frequency. Ang voltage na ito ay pagkatapos ay itinaas sa 220 kV/400 kV/765 kV ng isang generating transformer para sa transmission sa power grid. Sa mga pag-aaral ng power system, ang buong integrated na sistema na ito ay tinatawag na generating unit.
Turbine Governor Control (TGC)
Tulad ng nabanggit, ang governor ay nagpapahintulot ng aktibong daloy ng power sa turbine sa pamamagitan ng pagkontrol sa posisyon ng control valve. Ang isang hydraulic governor ay maaaring imodelo bilang isang integral controller na kumukuha ng feedback mula sa aktwal na rotational speed ng turbine. Ang Figure 1 ay nagpapakita ng operasyon ng governor sa speed-control mode.
Ang aktwal na speed ng turbine ay kinokompara sa reference speed (na tumutugon sa nominal na grid frequency). Ang resulting na speed error signal (∆ωᵣ) ay pagkatapos ay ipinapasa sa governor. Batay sa error signal na ito, ang governor ay nagsasaka ng posisyon ng control valve: kung ang positive na error signal ang natuklasan (nangangahulugan na ang aktwal na frequency ay lumampas sa nominal na frequency), ang governor ay kaunti lang nagsasara ng valve; kabaligtaran nito, binubuksan nito ang valve kapag ang negative na error signal ang natanggap.
Ang “R” ay kumakatawan sa droop setting ng governor, karaniwang nasa range ng 3% hanggang 8%. Matematikal, ito ay inilalarawan bilang:
R = (per unit change in frequency) / (per unit change in power)
Ang mga droop settings ay mahalaga para sa stable na parallel operation ng maraming generating units, dahil sila ang nagdetermina kung paano ibinabahagi ang load sa loob ng isang control area. Ang mga unit na may mas maliit na droop value ay awtomatikong tatanggap ng mas malaking bahagi ng load.
Control Area
Sa isang power system, ang mga generating units at loads ay ipinasara sa malawak na heograpikal na rehiyon. Upang panatilihin ang estabilidad, ang buong grid ay hinati sa mas maliit na control areas (unang-una batay sa heograpiya). Ang paghahati na ito ay nagbibigay:
Sa loob ng isang control area, maraming generating units at loads ang coexist. Ang pagsubdivide ng power system sa mga control area ay may ilang pangunahing layunin:
1. Load Frequency Control
Ang framework na ito ay nagbibigay-daan para sa aplikasyon ng mga paraan ng load-frequency control upang panatilihin ang grid frequency—a concept na sasagutin nang mas detalyado sa huli.
2. Pagtukoy ng Scheduled Interchanges
Kung ang generation ng isang control area ay hindi sapat para sa kanyang load demand, ang power ay umiiwas sa area mula sa kalapit na control areas sa pamamagitan ng tie lines (at vice versa).
3. Epektibong Load Sharing
Ang load demand ay nagbabago sa loob ng araw (halimbawa, mas mababa sa gabi, tumaas sa umaga at hapon). Ang mga control area ay simplifies ang proseso ng:
Power Balance
Ang electrical energy ay kinokonsumo sa real-time (ito ay hindi maaaring i-store sa malaking scale). Kaya, ang power balance ay isang pundamental na requirement:
Power Generated (P₉) = Load Demand (Pd) + Transmission Losses (Pₗ)
Ang transmission losses ay karaniwang nagsasakop ng ~2% ng generated power at madalas na itinatampok kapag nakatuon sa frequency control. Para sa simplicity, inaapproximate namin:
Power Generated (P₉) ≈ Load Demand (Pd)
Frequency Variation
Grid frequency fluctuates due to mismatches between load demand and generation. While minor deviations are stabilized by system inertia, significant gaps (e.g., unit trips, large load changes) can cause frequency to vary by ±5%. Key scenarios include:
Sa karamihan ng mga kaso (halimbawa, unit/line trips, malalaking load connection), ang demand ay liliit sa generation, kaya ang frequency ay bumababa. Kabaligtaran, kung ang transmission line na naglilingkod sa isang malaking load ay trip, ang generation ay maaaring lampa sa demand, kaya ang frequency ay tataas. Bagaman ang sistema ay sumasagot nang kabaligtaran sa mga scenario na ito, ang pag-unawa sa frequency dips ay sapat na upang maunawaan ang parehong mga pag-uugali.
Bakit Nagaganap ang Frequency Dips
Dalawang inherent na pag-uugali ng sistema ang nagpapataas ng frequency dips:
1. Load Dampening
Ang mga induction motors (halimbawa, household fans, industrial drives) ang dominant sa grid loads. Ang kanilang power consumption ay dependent sa frequency: isang 1% na pagbaba ng frequency ay karaniwang nagbabawas ng active power consumption ng ~2% sa malalaking sistema. Kapag bagong loads ang konektado, ang frequency ay bumababa, at ang existing na induction loads ay awtomatikong nagkonsume ng mas kaunting power—partially mitigating the demand-generation gap.
2. Kinetic Energy Release from Turbine-Generator (TG) Sets
Ang conventional na TG sets ay may malalaking rotors (madalas >25 tonnes) na humahawak sa 3000 RPM (para sa 50Hz grids). Kapag ang demand ay lampa sa generation, ang mga rotor na ito ay pansamantalang nagbibigay ng stored kinetic energy (para sa 3–5 seconds, depende sa inertia). Habang ang mga rotor ay bumabagal, ang grid frequency ay bumababa.
Frequency Control
Ang load-frequency control (LFC) ay nagrereset ng grid frequency sa kanyang nominal na value pagkatapos ng mismatches sa demand-generation. Mayroong dalawang tier ng control:
1. Primary Frequency Control
Sa unit level, ang governing system ng turbine ay nag-aadjust ng speed (at kaya ang frequency). Tulad ng ipinakita, bawat unit ay modulates ang steam input batay sa frequency deviations. Ang full primary control loop para sa isang generating station ay ipinapakita sa larawan sa ibaba.
2. Secondary Frequency Control
Ito ay kasama ang coordinated control sa maraming units sa iba't ibang control areas, upang siguruhin ang long-term frequency stability at optimal load sharing.
Limitasyon ng Primary Frequency Control
Ang primary frequency control lamang ay nagresulta sa steady-state frequency deviation, na naapektuhan ng governor droop characteristic at load frequency sensitivity. Ito ay nangyayari dahil ang individual na units ay nag-adjust ng speed nang walang pag-consider kung saan ang bagong loads ay konektado o kung gaano karami ang load na idinagdag. Nang walang ganitong contextual assessment, ang power balance ay hindi maaaring mabuo, at ang frequency deviation ay nananatili. Pagkatapos ng primary control actions, ang steady-state frequency error maaaring maging positive o negative.
Secondary Frequency Control
Upang ibalik ang system frequency sa kanyang nominal na value, kailangan ng secondary control, na nag-account sa mga bagong load locations at nag-adjust ng reference setpoints para sa mga selected units. Kapag ang load ay tumaas sa isang control area, ang generation sa loob ng area na iyon ay kailangang tumaas upang:
Upang makamit ito:
Kapag inissue ang revised load setpoints, ang mga unit ay nagsisimula mag-adjust ng generation. Dahil sa mekanikal na nature ng power production, it takes 25–30 minutes para sa mga unit na marating ang kanilang scheduled outputs. Kapag lahat ng generating stations ay nakamit ang target generation, ang power balance ay ibinalik, at ang frequency ay bumalik sa nominal.
Ang overall response ng sistema na may primary at secondary frequency control ay maaaring maintindihan sa pamamagitan ng graph sa ibaba.
System Response to Load Increase (A-B-C-D)
A-B: Transient Kinetic Energy Release
Bago ang point A, ang sistema ay gumagana sa power balance. Sa point A, ang load ay biglang tumaas mula P₀ hanggang P₀ + ∆P. Ang 3–5 second delay ay nangyayari bago ang governor ay sumagot. Sa interval na ito, ang stored kinetic energy ng rotor ay nagbibigay ng excess load, kaya ang rotor speed ay bumaba at ang frequency ay bumaba sa minimum value f₁.
B-C: Primary Frequency Control Action
Sa ~5 seconds, ang governor ay nagsisimula ng speed control, nag-increase ng steam input upang ibalik ang rotor speed. Ang phase na ito ay tumatagal ng 20–25 seconds (depende sa magnitude ng frequency dip). Tulad ng napagusapan, ang primary control alone ay nag-iwan ng steady-state frequency error ∆f dahil sa governor droop.
C-D: Secondary Frequency Control (AGC Activation)
Kapag ang frequency ay istabilize, ang secondary control (via AGC) ay nag-adjust ng generation para sa mga selected units sa bawat control area. Ang prosesong ito ay inaaccount:
Ang generation adjustments ay limitado ng design ramp rates ng mga units, na tumatagal ng several minutes para matapos. Kapag natapos, ang scheduled interchanges ay bumabalik sa pre-calculated values, at ang sistema ay nakakamit ng bagong power balance na may nominal na frequency.
