Керування завантаженням та частотою (LFC) та керування паровим турбіном (TGC) в енергетичній системі
Короткий огляд теплових генеруючих одиниць
Виробництво електроенергії залежить як від відновлюваних, так і невідновлюваних джерел енергії. Теплові генеруючі одиниці представляють традиційний підхід до виробництва електроенергії. У цих одиницях паливо, таке як вугілля, ядерна енергія, природний газ, біодизель та біогаз, спалюється у котлі.
Котел генеруючої одиниці є надзвичайно складною системою. В найпростішому понятті його можна представити як камеру, стіни якої обкладено трубами, через які постійно циркулює вода. Термічна енергія, виділена при спалюванні пального у котлі, передається цій воді. Під час цього процесу вода перетворюється на сухий насичений пар, який характеризується високим тиском (від 150 ксц до 380 ксц, залежно від проекту) та високою температурою (від 530°C до 732°C, залежно від проектних специфікацій).
Цей насичений пар потім подається в турбіну, де він розширюється, а його температура зменшується. У процесі розширення пар передає свою термічну енергію обертальній енергії валу турбіни. Потік пару в турбіну регулюється контрольним клапаном, який керується системою регулювання турбіни. Таким чином, активна потужність, вироблена турбіною, контролюється регулятором. Турбіна з'єднана з синхронним генератором.
Синхронний генератор перетворює механічну енергію турбіни на електричну енергію. Синхронні генератори виробляють електроенергію на відносно низьких напругах, зазвичай в діапазоні 11 кВ до 26 кВ, при номінальній частоті. Ця напруга потім підвищується до 220 кВ/400 кВ/765 кВ за допомогою трансформатора для передачі в електромережу. У дослідженнях електроенергетичних систем ця вся інтегрована система називається генеруючою одиницею.
Керування регулятором турбіни (TGC)
Як вже згадувалось, регулятор керує потоком активної потужності в турбіну, керуючи положенням контрольного клапану. Гідравлічний регулятор можна моделювати як інтегральний регулятор, який отримує зворотній зв'язок від фактичної швидкості обертання турбіни. Рисунок 1 ілюструє роботу регулятора в режимі керування швидкістю.
Фактична швидкість турбіни порівнюється з референтною швидкістю (що відповідає номінальній частоті мережі). Результативний сигнал помилки швидкості (∆ωᵣ) потім подається регулятору. На основі цього сигналу помилки регулятор коригує положення контрольного клапану: якщо виявлений позитивний сигнал помилки (що свідчить про те, що фактична частота перевищує номінальну), регулятор трохи закриває клапан; навпаки, він відкриває клапан, коли отримує негативний сигнал помилки.
"R" представляє налаштування заламу регулятора, яке зазвичай становить від 3% до 8%. Математично це визначається як:
R = (зміна частоти на одиницю) / (зміна потужності на одиницю)
Налаштування заламу є важливими для стабільної паралельної роботи декількох генеруючих одиниць, оскільки вони визначають, як завантаження розподіляється в межах керованої зони. Одиниці з меншим значенням заламу автоматично приймають більшу частку завантаження.
Керована зона
У електроенергетичній системі генеруючі одиниці та завантаження розподілені по великих географічних регіонах. Для підтримання стабільності вся мережа поділена на менші керовані зони (основно на основі географії). Це поділення дозволяє:
У межах керованої зони існують кілька генеруючих одиниць та завантажень. Поділ електроенергетичної системи на керовані зони служить кільком ключовим цілям:
1. Керування завантаженням та частотою
Цей фреймворк дозволяє застосування методів керування завантаженням та частотою для підтримки частоти мережі — концепція, яка буде детальніше розглянута нижче.
2. Визначення запланованих обмінів
Якщо генерація в керованій зоні недостатня для задоволення потреб завантаження, енергія потрапляє в зону зі суміжних керованих зон через зв'язкові лінії (і навпаки).
3. Ефективне розподілення завантаження
Потреби завантаження змінюються протягом дня (наприклад, менші вночі, піки вранці та ввечері). Керовані зони спрощують процес:
Баланс потужностей
Електрична енергія споживається в реальному часі (її неможливо масово зберігати). Тому баланс потужностей є фундаментальним вимогой:
Згенерована потужність (P₉) = Потреба в завантаженні (Pd) + Втрати при передачі (Pₗ)
Втрати при передачі зазвичай становлять ~2% від згенерованої потужності і часто ігноруються при фокусуванні на керуванні частотою. Для простоти ми наближуємо:
Згенерована потужність (P₉) ≈ Потреба в завантаженні (Pd)
Варіація частоти
Частота мережі коливається через неспівпадіння між попитом на завантаження та генерацією. Хоча мінорні відхилення стабілізуються за допомогою інерції системи, значні прогалини (наприклад, відключення одиниць, великі зміни завантаження) можуть призвести до варіації частоти на ±5%. Основні сценарії включають:
У більшості випадків (наприклад, відключення одиниць/ліній, з'єднання великого завантаження) попит перевищує генерацію, що призводить до зниження частоти. Навпаки, якщо лінія передачі, що обслуговує велике завантаження, відключиться, генерація може перевищити попит, що призведе до зростання частоти. Хоча система реагує протилежно на ці сценарії, розуміння опускання частоти достатньо для усвідомлення обох поведінок.
Чому відбуваються опускання частоти
Два внутрішніх механізми системи призводять до опускання частоти:
1. Згасання завантаження
Індукційні двигуни (наприклад, домашні вентилятори, приводи промислового обладнання) домінують серед завантажень мережі. Їх споживання енергії залежить від частоти: зниження частоти на 1% зазвичай зменшує активне споживання потужності на ~2% у великих системах. Коли нові завантаження підключаються, частота опускається, а існуючі індукційні завантаження автоматично споживають менше енергії — частково компенсуючи розрив між попитом та генерацією.
2. Віддача кінетичної енергії від турбінно-генераторних (TG) установок
Звичайні TG установки мають масивні ротори (часто >25 тонн), які обертаються зі швидкістю 3000 об./хв (для мереж 50 Гц). Коли попит перевищує генерацію, ці ротори тимчасово забезпечують збережену кінетичну енергію (від 3 до 5 секунд, залежно від інерції). Коли ротори замедлюються, частота мережі опускається.
Керування частотою
Керування завантаженням та частотою (LFC) відновлює частоту мережі до її номінального значення після неспівпадіння попиту та генерації. Існують два рівні керування:
1. Первинне керування частотою
На рівні одиниці, система регулювання турбіни налаштовує швидкість (і, таким чином, частоту). Як показано раніше, кожна одиниця модулює вхід пару залежно від відхилень частоти. Повний первинний керуючий контур для генеруючої станції показано на рисунку нижче.
2. Другорядне керування частотою
Це включає координоване керування кількома одиницями в різних керованих зонах, забезпечуючи довготривалу стабільність частоти та оптимальне розподілення завантаження.
Обмеження первинного керування частотою
Первинне керування частотою саме по собі призводить до стаціонарного відхилення частоти, яке визначається характеристикою заламу регулятора та чутливістю завантаження до частоти. Це відбувається тому, що окремі одиниці налаштовують швидкість без врахування того, де підключені нові завантаження або скільки завантаження додано. Без такого контекстного аналізу повний баланс потужностей не може бути відновлений, і відхилення частоти продовжується. Після первинних керуючих дій стаціонарна помилка частоти може бути або позитивною, або негативною.
Другорядне керування частотою
Для повернення системної частоти до її номінального значення потрібне другорядне керування, яке враховує нові завантаження та коригує референтні точки для вибраних одиниць. Коли завантаження збільшується в керованій зоні, генерація в межах цієї зони повинна збільшитися, щоб:
Для досягнення цього:
Після видачі відновлених точок завантаження, одиниці починають налаштовувати генерацію. Через механічну природу виробництва потужності, їм потрібно 25–30 хвилин, щоб досягти своїх запланованих виводів. Коли всі генеруючі станції досягають цільової генерації, баланс потужностей відновлюється, і частота повертається до номінального значення.
Загальна реакція системи з первинним та вторинним керуванням частотою може бути зрозуміта за допомогою графіка нижче.
Реакція системи на збільшення завантаження (A-B-C-D)
A-B: Тимчасова віддача кінетичної енергії
До точки A система працює в балансі потужностей. У точці A завантаження раптово збільшується з P₀ до P₀ + ∆P. Відбувається затримка 3–5 секунд, поки регулятор не відреагує. Протягом цього інтервалу, збережена кінетична енергія ротора забезпечує надлишкове завантаження, що призводить до зниження швидкості ротора і опускання частоти до мінімального значення f₁.
B-C: Дія первинного керування частотою
Приблизно через 5 секунд регулятор запускає керування швидкістю, збільшуючи вхід пару, щоб відновити швидкість ротора. Цей етап триває 20–25 секунд (залежно від величини опускання частоти). Як вже згадувалось, первинне керування саме по собі залишає стаціонарну помилку частоти ∆f через характеристику заламу регулятора.
C-D: Дія вторинного керування частотою (активація AGC)
Після стабілізації частоти, вторинне керування (через AGC) коригує генерацію для вибраних одиниць в кожній керованій зоні. Цей процес враховує:
Ограниченні проектними параметрами зміни генерації займають кілька хвилин. Після завершення, заплановані обміни повертаються до попередньо розрахованих значень, і система досягає нового балансу потужностей з номінальною частотою.
