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

En cas de surtensions soudaines, le contrôle de la fréquence de charge stabilise le réseau. Les objectifs du LFC sont d'annuler l'erreur de fréquence en régime permanent après les changements de charge et de maintenir le flux d'énergie prévu de chaque zone.
L'erreur de contrôle de zone, qui combine les écarts de flux de puissance de la ligne de raccordement et l'erreur de fréquence, guide les ajustements de la puissance de référence de chaque régulateur de turbine.
Les commandes d’augmentation ou de réduction de ces paramètres se produisent toutes les quelques secondes, ce qui permet de nouvelles opérations en régime permanent lorsque tous les paramètres et l’ACE de toutes les zones sont nuls.
La polarisation de fréquence doit être suffisamment élevée pour que la zone puisse contribuer au contrôle de fréquence sans provoquer d’instabilité par un gain d’intégrateur élevé.
Parmi les autres objectifs du LFC, citons le contrôle de la synchronisation et des transferts d'énergie des horloges motorisées à 60 Hz en annulant les erreurs de fréquence et de ligne de raccordement nette.
Lors de changements normaux de charge et de fréquence, LFC maintient le contrôle.
L'ajustement des paramètres de puissance de référence des régulateurs de turbine permet d'atteindre les objectifs de régulation LFC et économique.
Dans une stratégie coordonnée de contrôle automatique de la production, l’ACE est calculé en premier, avec une part attribuée à chaque unité.
Ensuite, les écarts de la génération totale par rapport à la production souhaitée sont calculés et attribués, dictant les signaux de montée ou de descente de chaque unité.

contrôle de fréquence de charge

Le contrôle de fréquence de charge (LFC) est essentiel pour maintenir la stabilité du système électrique, en garantissant que la fréquence et les flux de puissance restent dans des limites acceptables pendant les changements de charge. Le contrôle du régulateur de turbine élimine les accélérations et décélérations du rotor suite aux changements de charge. Cependant, une erreur de fréquence en régime permanent persiste lorsque le changement du réglage de référence du régulateur de turbine est nul. Dans un système électrique interconnecté, chaque zone accepte d'exporter ou d'importer une quantité d'énergie programmée via des interconnexions de lignes de transmission ou des lignes de raccordement. Chaque zone absorbe ses propres changements de charge pour maintenir le flux de puissance nette de raccordement programmé (p_tie). Les principaux rôles du LFC sont de ramener l'erreur de fréquence en régime permanent à zéro après un changement de charge et de maintenir le flux de puissance nette de raccordement à sa valeur programmée.

L'erreur de contrôle de zone (ACE) est définie comme l'écart net du flux de puissance de la ligne de raccordement par rapport à sa valeur programmée plus un terme de biais de fréquence (B_f). L'ACE pour chaque zone est une combinaison linéaire de l'erreur de ligne de raccordement et de l'erreur de fréquence (Δ_f). Le changement du réglage de puissance de référence (Δp_refi) de chaque régulateur de turbine sous LFC est proportionnel à l'intégrale de l'ACE. Cette action intégrale garantit que l'erreur de fréquence et l'erreur de puissance de la ligne de raccordement sont ramenées à zéro.

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<img alt="Equation2" src="/files/ftp_upload/16174/16174_PT_Equation_2.svg" style="height: 30px;">

La constante de polarisation de fréquence et le gain de l'intégrateur (K_i) affectent la réponse transitoire aux variations de charge. La polarisation de fréquence doit être suffisamment élevée pour un contrôle de fréquence adéquat. La méthode de Cohn suggère de régler la polarisation de fréquence égale à la caractéristique de réponse en fréquence de la zone pour des performances satisfaisantes. Le gain de l'intégrateur ne doit pas être trop élevé pour éviter l'instabilité. Les stratégies de contrôle automatique de la production coordonnent le LFC avec les objectifs de répartition économique en ajustant les paramètres de puissance de référence du régulateur de turbine. Les sorties souhaitées de chaque générateur, telles que déterminées par un programme de répartition économique, sont mises à jour à intervalles réguliers, garantissant un fonctionnement efficace et stable du système électrique.

Contrôle de fréquence de charge

En cas de surtensions soudaines, le contrôle de la fréquence de charge stabilise le réseau. Les objectifs de LFC sont d'annuler l'erreur de fréquence à l'état stationnaire après les changements de charge et ...

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Unit 1

Unité 1

Transient Stability and System Controls

Stabilité transitoire et commandes du système

KEY TERMS AND CONCEPTS

TERMES ET CONCEPTS CLÉS

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

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...

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.

Load-frequency control in power grids | JoVE K12

JoVE Core Electrical Engineering offers easy-to-understand animated videos that cover fundamental concepts of electric circuits along with circuit analysis techniques. It incorporates first-order and second-order circuits using operational amplifiers and circuit transformation concepts. The inclusion of practical design examples and real-world applications through scientist-in-action videos adds significant educational value, making complex concepts accessible.

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Load-frequency control in power grids

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