Name: load-frequency control in power grids
Uploaded: 2024-11-21T14:54:39.000Z
Duration: 1 min 28 s
Channel: JoVE

En sobretensiones repentinas, el control de frecuencia de carga estabiliza la red. Los objetivos de LFC son anular el error de frecuencia de estado estacionario después de los cambios de carga y mantener el flujo de energía de la línea de conexión programada de cada área.
El error de control de área, que combina las desviaciones de flujo de potencia de la línea de conexión y el error de frecuencia, guía los ajustes a la configuración de potencia de referencia de cada regulador de turbina.
Los comandos para aumentar o disminuir estos ajustes se producen cada pocos segundos, lo que permite nuevas operaciones de estado estable cuando todos los ajustes y ACE de todas las áreas son cero.
La polarización de frecuencia debe ser lo suficientemente alta para la contribución del área al control de frecuencia sin causar inestabilidad a través de una alta ganancia del integrador.
Los objetivos adicionales de LFC incluyen el control de la temporización y las transferencias de energía de los relojes accionados por motor de 60 Hz mediante la anulación de los errores de frecuencia y de línea de enlace neta.
Durante los cambios normales de carga y frecuencia, LFC mantiene el control.
El ajuste de la configuración de potencia de referencia de los reguladores de turbina cumple con los objetivos de despacho económico y de LFC.
En una estrategia coordinada de control automático de generación, el ACE se calcula primero, con una cuota asignada a cada unidad.
A continuación, se calculan y asignan las desviaciones de la generación total con respecto a la deseada, dictando las señales de subida o bajada de cada unidad.

control de frecuencia de carga

El control de frecuencia de carga (LFC) es vital para mantener la estabilidad del sistema eléctrico, asegurando que la frecuencia y los flujos de potencia permanezcan dentro de límites aceptables durante los cambios de carga. El control del regulador de turbina elimina las aceleraciones y desaceleraciones del rotor después de los cambios de carga. Sin embargo, persiste un error de frecuencia de estado estable cuando el cambio en el ajuste de referencia del regulador de turbina es cero. En un sistema eléctrico interconectado, cada área acuerda exportar o importar una cantidad programada de potencia a través de interconexiones de líneas de transmisión o líneas de enlace. Cada área absorbe sus propios cambios de carga para mantener el flujo de potencia neta de línea de enlace (p_tie) programado. Las principales funciones del LFC son devolver el error de frecuencia de estado estable a cero después de un cambio de carga y mantener el flujo de potencia neta de línea de enlace en su valor programado.


El error de control de área (ACE) se define como la desviación neta del flujo de potencia de la línea de enlace con respecto a su valor programado más un término de sesgo de frecuencia (B_f). El ACE para cada área es una combinación lineal del error de la línea de enlace y el error de frecuencia (Δ_f). El cambio en el ajuste de potencia de referencia (Δp_refi) de cada regulador de turbina bajo LFC es proporcional a la integral del ACE. Esta acción integral garantiza que tanto el error de frecuencia como el error de potencia de la línea de enlace se lleven a cero.


<img alt="Equation1" src="/files/ftp_upload/16174/16174_PT_Equation_1.svg" style="height: 14px;">

<img alt="Equation2" src="/files/ftp_upload/16174/16174_PT_Equation_2.svg" style="height: 30px;">

La constante de polarización de frecuencia y la ganancia del integrador (K_i) afectan la respuesta transitoria a los cambios de carga. La constante de polarización de frecuencia debe ser lo suficientemente alta para un control de frecuencia adecuado. El método de Cohn sugiere establecer la constante de polarización de frecuencia igual a la característica de respuesta de frecuencia de área para un rendimiento satisfactorio. La ganancia del integrador no debe ser demasiado alta para evitar la inestabilidad. Las estrategias de control automático de generación coordinan la LFC con los objetivos de despacho económico ajustando los ajustes de potencia de referencia del regulador de turbina. Las salidas deseadas de cada generador, según lo determinado por un programa de despacho económico, se actualizan a intervalos, lo que garantiza un funcionamiento eficiente y estable del sistema de energía.

Control de frecuencia de carga

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Unit 1

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Transient Stability and System Controls

Estabilidad Transitoria y Controles del Sistema

KEY TERMS AND CONCEPTS

TÉRMINOS Y CONCEPTOS CLAVE

Load-frequency control

load-frequency control in power grids

Load-frequency control keeps a power grid stable when electrical demand changes. It helps keep system frequency and power flow within acceptable limits. Turbine-governor control reduces rotor speed changes after a load shift, but a steady-state frequency error can still remain when the turbine-governor reference setting does not change.

In an interconnected power system, each area agrees to export or import a scheduled amount of power through tie-lines, which are the transmission lines that link areas together. Each area absorbs its own load changes so the scheduled net tie-line power flow stays on target. The two main goals of load-frequency control are to bring the steady-state frequency error back to zero and to keep the net tie-line power flow at its scheduled value.

The Area Control Error, or ACE, combines the tie-line power flow deviation from its scheduled value with a frequency bias term. In each area, ACE is a linear combination of tie-line error and frequency error. Under load-frequency control, the change in reference power setting for each turbine-governor is proportional to the integral of ACE. This integral action helps drive both the frequency error and the tie-line power error to zero.

The frequency bias constant and the integrator gain affect how the system responds after a load change. The frequency bias should be high enough to give good frequency control. Cohn's method suggests setting the frequency bias equal to the area frequency response characteristic for satisfactory performance. The integrator gain should not be too high, or the system can become unstable.

Automatic generation control works with load-frequency control to support economic dispatch goals. It adjusts turbine-governor reference power settings so each generator output matches the values chosen by the economic dispatch program. These output values are updated at intervals, which helps keep power system operation efficient and stable.

Load-frequency control in power grids

the swing equation

Generator Rotor Motion and the Swing Equation

Generator rotor motion is described by the Swing Equation in power system dynamics. It is used to study generating units such as three-phase synchronous generators. The equation comes from Newton’s second law applied to the generator rotor. It links inertia, angular acceleration, and the balance between mechanical and electrical torques. In steady-state operation, the mechanical torque supplied to the generator is equal to the electrical torque produced by the generator. When these torques...

simplified synchronous machine model

Transient Stability in Synchronous Generators

The synchronous machine model helps students analyze transient stability in power systems. It represents a synchronous generator under balanced three-phase positive-sequence conditions. The model assumes constant excitation and ignores losses and saturation. These simplifications make it easier to study how a generator behaves during a disturbance. In this setup, the generator is connected to a network of transmission lines, transformers, loads, and other machines. That larger system is often...

multimachine stability

Power-System Stability in Multi-Machine Networks

Power-system stability in multi-machine networks focuses on how several synchronous machines behave as they stay connected to an N-bus power system. The analysis solves the swing equations for the machines and tracks how the network responds when conditions change. It is used to study transient stability, which is the system’s ability to stay in step after a disturbance. The network is written with nodal equations that link bus voltages, machine voltages, and machine currents. In this model, V...

wind turbine machine models

Wind Turbine Types and Generator Control

Wind turbine machine models are used to study how wind turbines behave in transient stability analysis. In this setting, induction machines and synchronous machines are the main model types. Induction machines are common because they are simple and reliable. Induction machines work through the rotating magnetic field made by the stator and rotor. A key term is slip, which is the difference between synchronous speed and rotor speed relative to synchronous speed. Slip is zero at synchronous...

generator voltage control

Voltage Regulation in Generators and Wind Turbines

Generator voltage regulation helps keep synchronous generators and wind turbines working stably. Older systems use a DC generator driven by the rotor to supply DC power to the rotor field winding. That power is passed through slip rings and brushes. Newer systems use static exciters or brushless exciters. A static exciter rectifies AC power from the generator terminals and sends DC power directly to the rotor. A brushless exciter uses an inverted synchronous generator, takes AC power from...

turbine-governor control

How Turbine Governors Stabilize Power Output

Turbine-governor control helps keep generator frequency and rotor speed stable when electrical load changes. It does this by matching turbine mechanical power with the power demand on the system. In a power grid, that balance is important for steady operation. Turbine-generator units also store kinetic energy because their parts are rotating. When load increases, that stored energy is released to help meet the demand. At first, electrical torque rises while mechanical torque stays nearly...

load-frequency control

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key terms and concepts

Explore how load-frequency control restores grid frequency, manages tie-line power flow, and uses ACE, frequency bias, and integral action to stabilize interconnected power systems.

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Load-frequency control in power grids

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