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

Em picos repentinos de energia, o controle de frequência de carga estabiliza a rede. Os objetivos do LFC são anular o erro de frequência em estado estacionário após as mudanças de carga e manter o fluxo de energia programado de cada área.
O Erro de Controle de Área, combinando desvios de fluxo de potência de linha de ligação e erro de frequência, orienta os ajustes na configuração de potência de referência de cada regulador de turbina.
Os comandos para aumentar ou diminuir essas configurações ocorrem a cada poucos segundos, permitindo novas operações de estado estacionário quando todas as configurações e ACE de todas as áreas são zero.
A polarização de frequência deve ser alta o suficiente para a contribuição da área para o controle de frequência sem causar instabilidade por meio de alto ganho do integrador.
Os objetivos adicionais do LFC incluem o controle do tempo e das transferências de energia dos relógios acionados por motor de 60 Hz, anulando os erros de frequência e linha de ligação líquida.
Durante as mudanças normais de carga e frequência, o LFC mantém o controle.
O ajuste das configurações de potência de referência dos reguladores de turbina atinge os objetivos de LFC e despacho econômico.
Em uma estratégia coordenada de controle de geração automática, o ACE é calculado primeiro, com uma parcela alocada para cada unidade.
Em seguida, os desvios da geração total em relação ao desejado são calculados e alocados, ditando os sinais de aumento ou diminuição de cada unidade.

controle de frequência de carga

O controle de frequência de carga (LFC) é vital para manter a estabilidade do sistema de energia, garantindo que a frequência e os fluxos de energia permaneçam nos limites aceitáveis ​​durante as mudanças de carga. O controle do regulador de turbina elimina acelerações e desacelerações do rotor após mudanças de carga. No entanto, um erro de frequência de estado estável persiste quando a mudança na configuração de referência do regulador de turbina é zero. Em um sistema de energia interconectado, cada área concorda em exportar ou importar uma quantidade programada de energia por meio de interconexões de linha de transmissão, ou linhas de conexão. Cada área absorve suas próprias mudanças de carga para manter o fluxo de energia de linha de conexão líquida programada (p_tie). As principais funções do LFC são retornar o erro de frequência de estado estável para zero após uma mudança de carga e manter o fluxo de energia de linha de conexão líquida em seu valor programado.


 O erro de controle de área (ACE) é definido como o desvio do fluxo de energia de linha de conexão líquida de seu valor programado mais um termo de polarização de frequência (B_f). O ACE para cada área é uma combinação linear do erro de linha de conexão e erro de frequência (Δ_f). A mudança na configuração de potência de referência (Δp_refi) de cada turbina-governador sob LFC é proporcional à integral do ACE. Essa ação integral garante que tanto o erro de frequência quanto o erro de potência da linha de conexão sejam levados a zero.

<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;">

 A constante de polarização de frequência e o ganho do integrador (K_i) afetam a resposta transitória às mudanças de carga. A polarização de frequência deve ser alta o suficiente para um controle de frequência adequado. O método de Cohn sugere definir a polarização de frequência igual à característica de resposta de frequência da área para um desempenho satisfatório. O ganho do integrador não deve ser muito alto para evitar instabilidade. As estratégias de controle automático de geração coordenam o LFC visando despacho econômico, ajustando as configurações de potência de referência do turbina-governador. As saídas desejadas de cada gerador, conforme determinado por um programa de despacho econômico, são atualizadas em intervalos, garantindo uma operação eficiente e estável do sistema de energia.

Controle de frequência de carga

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Unit 1

Unidade 1

Transient Stability and System Controls

Estabilidade Transitória e Controles do Sistema

KEY TERMS AND CONCEPTS

TERMOS-CHAVE E CONCEITOS

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

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generator voltage control

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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...

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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.

Load-frequency control in power grids | JoVE K12

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