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

In caso di sbalzi di tensione improvvisi, il controllo della frequenza di carico stabilizza la rete. Gli obiettivi di LFC sono annullare l'errore di frequenza allo stato stazionario dopo le variazioni di carico e mantenere il flusso di alimentazione programmato della linea di collegamento di ciascuna area.
L'errore di controllo dell'area, che combina le deviazioni del flusso di potenza della linea di collegamento e l'errore di frequenza, guida le regolazioni dell'impostazione della potenza di riferimento di ciascun regolatore della turbina.
I comandi per aumentare o diminuire queste impostazioni si verificano ogni pochi secondi, consentendo nuove operazioni in stato stazionario quando tutte le impostazioni e l'ACE di tutte le aree sono zero.
La polarizzazione di frequenza dovrebbe essere sufficientemente alta per il contributo dell'area al controllo della frequenza senza causare instabilità attraverso un elevato guadagno dell'integratore.
Ulteriori obiettivi LFC includono il controllo della temporizzazione e dei trasferimenti di energia dei clock motorizzati a 60 Hz annullando gli errori di frequenza e di collegamento netto.
Durante le normali variazioni di carico e frequenza, LFC mantiene il controllo.
La regolazione delle impostazioni di potenza di riferimento dei regolatori delle turbine consente di raggiungere gli obiettivi LFC e di dispacciamento economico.
In una strategia coordinata di controllo automatico della generazione, l'ACE viene calcolato per primo, con una quota assegnata a ciascuna unità.
Quindi, vengono calcolate e assegnate le deviazioni della generazione totale da quella desiderata, dettando i segnali di aumento o diminuzione di ciascuna unità.

controllo della frequenza del carico

Il Controllo di Frequenza del Carico (CFC) è essenziale per mantenere la stabilità del sistema di alimentazione, assicurando che la frequenza e i flussi di potenza rimangano entro limiti accettabili durante le variazioni di carico. Il controllo turbina-regolatore elimina le accelerazioni e le decelerazioni del rotore in seguito alle variazioni di carico. Tuttavia, un errore di frequenza in stato stazionario persiste quando la variazione nell'impostazione di riferimento turbina-regolatore è zero. In un sistema di alimentazione interconnesso, ogni area si impegna ad esportare o importare una quantità programmata di potenza tramite interconnessioni di linee di trasmissione o linee di collegamento. Ogni area assorbe le proprie variazioni di carico per mantenere il flusso di potenza netta di linea di collegamento (p_tie) programmato. I ruoli principali dell'CFC sono di riportare l'errore di frequenza in stato stazionario a zero dopo una variazione di carico e mantenere il flusso di potenza netta di linea di collegamento al suo valore programmato.

L'Errore di Controllo dell’Area (ECA) è definito come la deviazione del flusso di potenza netto della linea di collegamento dal suo valore programmato più un termine di polarizzazione della frequenza (B_f). L'ECA per ciascuna area è una combinazione lineare dell'errore della linea di collegamento e dell'errore di frequenza (Δ_f). La modifica dell'impostazione della potenza di riferimento (Δp_refi) di ciascuna turbina-regolatore sotto CFC è proporzionale all'integrale dell'ECA. Questa azione integrale assicura che sia l'errore di frequenza che l'errore di potenza della linea di collegamento siano portati a zero.

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La costante di polarizzazione di frequenza e il guadagno dell'integratore (K_i) influenzano la risposta transitoria alle variazioni di carico. La polarizzazione di frequenza dovrebbe essere sufficientemente elevata per un controllo di frequenza adeguato. Il metodo di Cohn suggerisce di impostare la polarizzazione di frequenza uguale alla caratteristica di risposta in frequenza dell'area per prestazioni soddisfacenti. Il guadagno dell'integratore non dovrebbe essere troppo elevato per evitare instabilità. Le strategie di controllo automatico della generazione coordinano il CFC con obiettivi di distribuzione economica regolando le impostazioni di potenza di riferimento del regolatore turbina. Le uscite desiderate di ciascun generatore, come determinato da un programma di distribuzione economica, vengono aggiornate a intervalli, garantendo un funzionamento efficiente e stabile del sistema di alimentazione.

Controllo della frequenza del carico

In caso di sbalzi di tensione improvvisi, il controllo della frequenza di carico stabilizza la rete. Gli obiettivi di LFC sono annullare l'errore di frequenza allo stato stazionario dopo le variazioni di carico e ...

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Unit 1

Unità 1

Transient Stability and System Controls

Stabilità Transitoria e Controlli di Sistema

KEY TERMS AND CONCEPTS

TERMINI E CONCETTI CHIAVE

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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