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

При резких скачках напряжения регулирование частоты нагрузки стабилизирует сеть. Цели LFC заключаются в том, чтобы свести к нулю устойчивую частотную ошибку после изменения нагрузки и поддерживать запланированный поток мощности на соединительной линии в каждой зоне.
Функция Area Control Error, объединяющая отклонения потока мощности на соединительной линии и погрешность частоты, направляет корректировку эталонной мощности каждого регулятора турбины.
Команды на повышение или понижение этих параметров выполняются каждые несколько секунд, что позволяет выполнять новые стационарные операции, когда все параметры и ACE всех областей равны нулю.
Смещение частоты должно быть достаточно высоким для внесения вклада площади в регулирование частоты, не вызывая нестабильности из-за высокого коэффициента усиления интегратора.
Дополнительные задачи LFC включают управление синхронизацией и передачей энергии 60-герцовых частот с приводом от электродвигателя путем исключения ошибок частоты и чистой связующей линии.
При нормальной нагрузке и изменении частоты LFC сохраняет контроль.
Регулировка параметров опорной мощности регуляторов турбин позволяет достичь целей LFC и экономичной диспетчеризации.
В скоординированной стратегии автоматического управления генерацией ACE вычисляется в первую очередь, и каждому блоку выделяется доля.
Затем вычисляются и распределяются отклонения общей генерации от желаемого, определяющие повышение или понижение сигналов каждой единицы.

Регулировка частоты нагрузки

Управление частотой нагрузки (УЧН) жизненно важно для поддержания стабильности энергосистемы, гарантируя, что частота и потоки мощности остаются в допустимых пределах во время изменений нагрузки. Управление регулятором турбины устраняет ускорения и замедления ротора после изменений нагрузки. Однако установившаяся ошибка частоты сохраняется, когда изменение опорной настройки регулятора турбины равно нулю. В объединённой энергосистеме каждая область соглашается экспортировать или импортировать запланированное количество энергии через соединения линий электропередачи или соединительные линии. Каждая область поглощает собственные изменения нагрузки для поддержания запланированного потока чистой мощности на соединительной линии (p_tie). Основные функции УЧН заключаются в том, чтобы вернуть установившуюся ошибку частоты к нулю после изменения нагрузки и поддерживать чистый поток мощности на соединительной линии на его запланированном значении.

Ошибка управления зоной (ОУЗ) определяется как отклонение чистого потока мощности линии связи от его запланированного значения плюс смещение частоты (B_f). ОУЗ для каждой зоны представляет собой линейную комбинацию ошибки линии связи и ошибки частоты (Δ_f). Изменение опорной настройки мощности (Δp_refi) каждого регулятора турбины при УЧН пропорционально интегралу ОУЗ. Это интегральное действие гарантирует, что как ошибка частоты, так и ошибка мощности линии связи будут сведены к нулю.

<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;">

Постоянная смещения частоты и коэффициент усиления интегратора (K_i) влияют на переходную реакцию на изменения нагрузки. Смещение частоты должно быть достаточно высоким для адекватного управления частотой. Метод Кона предлагает устанавливать смещение частоты, равное частотной характеристике области для удовлетворительной производительности. Коэффициент усиления интегратора не должен быть слишком высоким, чтобы избежать нестабильности. Автоматические стратегии управления генерацией координируют УЧН с целями экономной диспетчеризации путем корректировки настроек опорной мощности турбинного регулятора. Желаемые выходы каждого генератора, определяемые программой экономичной диспетчеризации, обновляются с интервалами, обеспечивая эффективную и стабильную работу энергосистемы.

При резких скачках напряжения регулирование частоты нагрузки стабилизирует сеть. Цели LFC заключаются в том, чтобы свести к нулю ошибку установившейся частоты после изменения нагрузки и ...

Education

JoVE Core

Electrical Engineering

Электротехника

Unit 1

Раздел 1

Transient Stability and System Controls

Переходная устойчивость и системы управления

KEY TERMS AND CONCEPTS

ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ

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.

electrical engineering

Load-frequency control in power grids

Description

Transcript