پیادهسازی و مقایسه انواع طرحهای حذف بار زیرفرکانس
Implementation and Comparison of Different tJnder Frequency Load-Shedding Schemes
چکیده: در زمینه تجدیدساختار سیستم قدرت، حفظ امنیت و قابلیت اطمینان کافی از طریق کنترل مستقیم بار نیز انجام خواهد گرفت، بنابراین بار را میتوان به عنوان یک فراهمکننده بالقوه خدمات جانبی چون تنظیم، پیروی از بار، ذخیره چرخان پاسخ فرکانسی در نظر گرفت. در هر صورت حذفبار همچنان به عنوان آخرین چاره برای شرایط اضطراری تلقی میشود. در این مقاله چندین طرح حذفبار برای عملکرد زیرفرکانس بررسی میشود. هر دو طرح سنتی، یعنی یک طرح مبتنی بر تنها آستانه فرکانس، و طرحهای تطبیقی مبتنی بر فرکانس و نرخ تغییر آن، در نظر گرفته شدهاند. برای تحلیل قابلیتاطمینان از یک سیستم تست IEEE استفاده میشود تا به کمک این سیستم، رفتار طرحهای ارائه شده از منظر زمان انتخاب آستانههای مختلف و درصدی از بار که باید جدا شود، مقایسه گردد. نتایج به طور کامل ذکر شده و ملاحظاتی در رابطه با مزایا و معایب مربوط به این چارچوب که توسط بازار برق صورت میگیرد، ارائه شده است.
عبارات کلیدی- حذف بار، شرایط اضطراری، ذخیره چرخان، نرخ تغییر فرکانس، کنترل تطبیقی سیستم قدرت، خدمات جانبی.
- مقدمه
عملکرد قابل اطمینان و امن سیستمهای قدرت بزرگ همواره یک هدف اصلی برای اپراتورهای سیستم بوده است. ساختار جدید سیستم که بدون باندل و بی نظم هستند، نیازمند تلاشهای بسیار قوی در ارزیابی زمان واقعی شرایط سیستم و بالطبع در ادامه نیازمند عملیاتی جهت حفاظت سیستم قدرت میباشند [1]، [2].
تحلیلهایی که برای حفظ امنیت سیستم لازم است شامل دو عمل است: "عیبیابی[1]" و "ترمیم[2]". یک تحلیل پیشگیرانه از حوادث احتمالی، پیکربندی سیستم و مشخصات حفاظتی میتواند منجر به تعریف طرحهای کافی برای جلوگیری از عملکرد نامناسب سیستم و کمینهکردن قطعیهای گسترده شود.
نامتعادلی بار- توان (مترجم: نامتعادلی مصرف و تولید) خطرناکترین شرایط برای عملکرد سیستم قدرت است. هرنامتعادلی بین تولید و بار منجر به انحراف فرکانس از حالت دائم آن میشود که در صورتی که با آن مقابله نشود میتواند باعث خاموشی شبکه شود. حوادث معمولی که ممکن است امنیت سیستم را تهدید کنند شامل مواردی چون از دست رفتن ژنراتورها و/ یا خطوط به هم متصل بزرگ باشد.
در بهرهبرداریهای یکپارچه عمودی گذشته، ژنراتورها با یک حاشیه امنیت کافی برای تنظیم، پیروی از بار، ذخیره چرخان و غیره کار میکردند. در سیستمهای قدرت تجدیدساختاریافته این تجهیزات بر اساس بازار کار میکنند. تا حدودی آشکار است که بار در حفظ تعادل سیستم قدرت میتواند یک نقش بسیار مشابه با کنترل توان حقیقی ژنراتور ایفا کند [3]. با اینکه کاراترین روش در شرایط اضطراری قطع فوری بار است، اما در نگاه وسیعتر، وقتی حادثۀ رخ داده روی سیستم را میتوان بدون عملیات سریع رفع کرد، بار نیز میتواند کاهش داده شود تا به این ترتیب خدمات تامین توازن انرژی به کار خود ادامه دهند [4].
تمرکز این مقاله بر روی حذف بار اضطراری برای پیشگیری از تنزل فرکانس خواهد بود. تحت شرایطی که میتوانند باعث اغتشاشات شدید توان- بار شوند، فرکانس سیستم میتواند از مقادیر غیرمجاز هم پایینتر رفته و در نتیجه قطعی پشت سر هم واحدهای تولیدی (مترجم: ژنراتورها) را به همراه داشته باشد. مرحله عیبیابی که معمولا توسط اندازهگیری فرکانس صورت میگیرد را میتوان با روش نرخ تغییر فرکانس[3] (ROCOF) بهبود داد.
برای طرحهای حذف بار راهکارها و گزینههای مختلفی موجود است. بخشهای ذیل تعدادی از این طرحها را که مبتنی بر آستانههای ولتاژ و یا هر دوی فرکنس و آستانههای مشتقی آن هستند، را بررسی خواهد کرد. پیادهسازی راهبردهای گوناگون و مقایسه عملکردهای آنها از طریق شبیهسازیهای صورت گرفته روی یک سیستم تست قابلیت اطمینان IEEE [5] گزارش شده و روی آنها بحث میشود.
- طرحهای حذف بار: قوانین و پیادهسازی
الف. اصول اساسی حذف بار
در برخورد با مساله حذف بار، چندین مورد را باید در نظر گرفت. مهمترین این موارد عبارتند از [6]: تعریف یک فرکانس کمینه مجاز برای عملکرد امن سیستم، مقداری از بار که باید حذف شود، آستانههای مختلف برای فرکانس، تعداد و اندازه گامها.
کمترین فرکانس محاز توسط محدودهای عملکردی تجهیزات سیستم اعمال میشود. به طور خاص، عناصری که نسبت به افت فرکانس حساسیت بیشتری دارند شامل ژنراتورها، خدمات جانبی و توربینهای بخار هستند [7]. در ذیل و برای مرجع فرکانس 60 هرتز، مقادیر فرکانس ارائه شده با [7] بیان خواهند شد. مقادیر متناظر برای سیستمهای 50 هرتز نیز داخل پرانتز ذکر خواهد شد. همه ارزیابیهای گزارش شده در بخش3 برای سیستمهای 50 هرتز صورت گرفته است.
ژنراتورها میتوانند در سرعتهایی بسیار پایینتر از سرعت حالت دائم کار کنند و در نتیجه خروجی MVA آنها کاهش مییابد. خدمات جانبی نیروگاه برق از نظر کمترین فرکانس مجاز نسبت به ژنراتورها اوضاع بدتری دارند: در وقع، در فرکانسی مانند 57 هرتز (5/45 هرتز) عملکرد آنها مختل میشود، در حالی که وضعیت در فرکانسهای 55- 53 هرتز (حدود 46- 44 هرتز) بحرانی میشود. درآن صورت، اتفاقات پشت سر هم رخ میدهد: موتورهای القائی خدمات جانبی توسط حفاظتهای خود جدا میشوند.
به هر حال، توربین سیستم تجهیزی است که به افتهای فرکانس حساسیت بیشتری دارد. فرکانسهای طبیعی توربین موقع طراحی دروتر از سرعت نامی انتخاب میشوند، بنابراین در حالت رزونانس (تشدید) کار نخواهند کرد؛ رزونانس میتواند توربین را از بین برده و یا طول عمر آن را کاهش دهد.
برای اطمینان بهتر است از افت فرکانس به زیر 57 هرتز (5/47 هرتز) جلوگیری شود: در واقع، هر توربین تجاری میتواند تا 10 حادثه را در 57 هرتز (5/47 هرتز) و برای یک ثانیه بدون اینکه دچار خطر شود تحمل کند [7].
محدودیتهای اقتصادی ذکر شده در بخش1 در مقدار ذخیره چرخان، تنظیم و قیود فنی ذاتی برخی نیروگاهها برحسب قابلیت رمپینگ[4] آنها نیازمند عملیات فوری ترمیم با استفاده از حذف بار است.
ویژگیهای اصلیای که یک طرح حذف بار باید فراهم کند عبارتند از: [8]:
- اقدام باید سریع باشد، تا افت فرکانس قبل از رخداد هر موقعیت خطر متوقف شد.
- اقدامات غیرضوروی باید اجتناب شوند
- سیستم حفاظتی باید قابل اعتماد و به صورت تکرار باشد، چون عملکرد نامناسب آن مطمئنا منجر به یک اشکال عمده در کل سیستم خواهد شد.
- مقدار باری که باید حذف شود همواره باید تا حد امکان کمینه باشد، اما در هر صورت باید به اندازه کافی باشد تا امنیت شبکه بازیابی شده و از غلبه بر کمترین فرکانس مجاز اجتناب شود.
اصولا یک طرح حذف بار با تشخیص وقوع یک موقعیت خطر برای سیستم، عمل میکند. یک روش مستقیم برای بررسی میزان خطر، سنجش فرکانس متوسط شبکه است؛ وقتی فرکانس به زیر آستانههای مشخصی برسد به احتمال زیاد نشانهای از خطر برای سیستم دریافت میشود و در نتیجه مقدار مشخصی از بار را حذف خواهد کرد.
دو دلیل اصلی برای بهبود این طرح ساده این است که اگر اغتشاش بسیار بزرگ باشد، گذرای فرکانسی منتجه بسیار سریع خواهد بود. برای موثر بودن حذف بار، باید تا حد امکان به صورت سریع وضعیت اضطراری تشخیص داده شود. از طرف دیگر، در حالت اغتشاشات کوچک، روشهای مبتنی بر آستانههای فرکانس ممکن است منجر به حذف بخش بیشتری از بار شوند.
با توجه به دو دلیل فوق معقول آن است که یک عنصر عیبیابی در نظر گرفته شود، که آن عبارت باشد از مشتق فرکانس (df/dt) یا نرخ تغییر فرکانس (ROCOF). این مقدار به معنای سرعتی است که در آن فرکانس کاهش مییابد (مترجم: سرعت کاهش فرکانس). با سنجش سرعتی که در آن یک آستانه فرکانس مشخص، قابل دستیابی است میتوان خطر حادثه را تخمین زده و بسته به مقدار df/dt راهکارهای گوناگون حذف بار را به کار گرفت.
علاوه بر این، با دانستن مقدار اولیه df/dt (یعنی مقدار آن وقتی که فرکانس دقیقا پس از وقوع حادثه شروع به کاهش میکند)میتوان اغتشاش را تخمین زده و در نتیجه حذف بار کافی را فراهم کرد.
ب.طرحهای حذف بار
میتوان سه دسته اصلی را برای حذف بار در نظر گرفت: (الف) طرح سنتی، (ب) طرح نیمه تطبیقی و (ج) طرح تطبیقی.
طرح حذف بار سنتی بالطبع رایجترین طرح است، چون ساده بوده و نیازی به رلههای پیشرفتهای چون رلههای نرخ تغییر فرکانس (که دقت آنها اغلب زیرسوال است) ندارد. طرح سنتی وقتی فرکانس سیستم پایین تر از یک آستانه مشخص قرار گیرد مقدار مشخصی از بار را حذف میکند. این حذف اولیه ممکن است کافی نباشد؛ در آن صورت، اگر فرکانس به کاهش خود ادامه دهد، با عبور از آستانههای پایینتر باید حذف بارهای بیشتری صورت گیرد. مقادیر آستانهها و مقادیر حذف بار مربوط به آنها به صورت آفلاین و بر اساس تجربه و شبیهسازی مشخص میشوند.
طرح نیمهتطبیقی [9] یک گام فراتر میرود. در واقع، این طرح مقدار df/dt را وقتی اندازه میگیرد که به یک آستانه فرکانس مشخصی برسد. با توجه به آن مقدار، یک مقدار مشخصی از بار حذف میشود. به عبارتی دیگر، این طرح سرعت عبور از مقدار آستانه را نیز بررسی میکند: هر چه این سرعت بیشتر باشد، مقدار بیشتری از بار حذف خواهد شد. معمولا، اندازهگیری نرخ تغییر فرکانس تنها در اولین آستانه فرکانس ارزیابی میشود و آستانههای دیگر همچون طرح سنتی هستند.
پیشرفت بعدی در موضوع حذف بار موسوم است به روش تطبیقی که از مشتق فرکانس استفاده کرده و مبتنی بر مدل پاسخ فرکانسی سیستم (SRF) است؛ این مدل در [10] توسعه یافته است. مدل نامبرده از نمایش کامل بلوم دیاگرام یک واحد تولیدی عمومی و گاورنر آن بدست میآید.
یک مدل SFR مرتبه کاهشیافته برای کل سیستم الکتریکی میتواند بر اساس فرضیههای رایج بدست آید [11]. با استفاده از این مدل SFR مرتبه کاهشیافته میتوان به رابطهای بین مقدار اولیه نرخ تغییر فرکانس و انداز اغتشاشا Pstep که باعث کاهش فرکانس شد، دست یافت. این رابطه بدین صورت است:
که در آن f به صورت پریونیت و بر پایه فرکانس نامی سیستم (50 یا 60 هرتز) بوده و Pstep پریونیت بر پایه MVA کل سیستم است.
مقدار اولیه نرخ تغییر فرکانس (ROCOF) از طریق ثابت اینرسی H با اندازه اغتشاش متناسب است. بنابراین، با فرض معلوم بودن اینرسی سیستم، اندازهگیری نرخ تغییر فرکانس اولیه از طریق H یک تخمین بازگشتی از اغتشاش است و در نتیجه یک اقدام متقابل برحسب حذف بار قابل اجراست. از معایب این روش این است که اگر ژنراتورهای یا موتورهای سنکرون بزرگ در طی اغتشاش جدا شوند، اینرسی سیستم باید با توجه به آن تطبیق داده شود. برای سیستمهای بزرگ، با در نظر گرفتن اینکه تنها درصد کوچکی از کل اینرسی از دست رفته باشد میتوان بر این موضوع غلبه کرد. برای سیستمهای کوچک، این موضوع ممکن است باعث ناچیزشماری اختلال واقعی شود. روش ارائه شده توسط پی. ام. اندرسون و ام. میرحیدر در اینجا به طور مختصر مرور میشود تا درک صحیحی از مقایسه انجام گرفته در بخش بعدی صورت گیرد. جزئیات این روش به طور کامل در [10] و [11] پوشش داده شده است.
اندازهگیری m0 مربوط به مقدار اولیه مشتق فرکانس اجازه میدهد تا بتوان اغتشاش Psetp که باعث افت فرکانس شده است را تخمین زد. به طور آشکار، لزومی ندارد تا مقدار باری برابر با Pstep حذف شود: در حقیقت، سیستم دارای ذخیره چرخان مخصوص به خود است، بنابراین قادر است تا بدون اینکه خیلی تحت تاثیر قرار گیرد اغتشاشهای گوناگونی را تحمل کند. به خصوص، سیستم دارای یک m0 بحرانی و یک Pstep critical مربوطه است که متناظر با بیشترین اغتشاش مجاز است، یعنی اغتشاشی که میتواند فرکانس سیستم را به کمترین مقدار مجاز آن بیاورد. براساس مقایسه بین m0 اندازهگیری شده و m0 critical ، طرح تطبیقی تصمیم میگیرد که آیا عمل بکند یا نکند. اگر |m0| اندازهگیریشده کوچکتر از |m0 critical | باشد، هیچ باری حذف نمیشود، چون حادثه واقعی کم خطرتر از خطرناکترین حادثه مجاز است. در غیر این صورت اگر |m0| اندازهگیریشده بزرگتر از مقدار بحرانی آن باشد، مقدار Pshed بار (مترجم: باری که باید حذف شود) معادل با Pstep - Pstep critical نامزد جداسازی و حذف است. میتوان تصمیم گرفت که Pshed به طور محلی بین باسهای شبکه توزیع شود و به جای اینکه به یکباره این حذف بار صورت گیرد، به صورت گامهای مختلف و بر اساس فرکانس انجام شود (مثلا: 40% از Pshed وقتی حذف شود که فرکانس به زیر 5/49 هرتز میرسد، 30% بار در 49 هرتز و 30% در 5/48 هرتز).
به علت فرضیههای سادهسازی انجام گرفته برای توسعه مدل SFR، حذف بار معادل با دقیقا Pshed شاید کافی نباشد. بنابراین نویسندگان [10] پیشنهاد میکنند برای Pshed از ضریب اصلاح (معادل با 05/1) استفاده شود.
این روش حذف بار را تطبیقی مینامند چون رفتار آن با حادثهای که سیستم را تحت تاثیر قرار میدهد سازگار است: اغتشاش از مقدار m0 تخمین زده میشود و متعاقبا یک حذف بار مناسبی فراهم میشود.
انواع روشها برای حذف بار در دنیا مطرح است. مجموعهای از این روشها در جدول1 به همراه مشخصات و پارامترهای موجود در هر کدام از آنها گزارش شده است (هر دوی مقادیر و آستانههای فرکانسهای50 هرتز و 60 هرتز با توجه به مراجع ذکر شده گزارش شدهاند). جدول1 در واقع پایه شبیهسازیهای انجام شده و گزارش شده بخش بعدی این مقاله است.
- شبیهسازیها و نتایج
الف. شبکه تست
به منظور بررسی رفتار سه طرح مختلف حذف بار، یک شبیه تست با شروع از شبکه تست IEEE RTS در نظر گرفته شده است [5]. این شبکه دارای 24 باس، 33 ژنراتور سنکرون واقع در 11 باس است. مقدار کل بار اکتیو در شبکه برابر 3135 مگاوات است، در حالی که بار راکتیو برابر 638 مگاوار است. همه بارهای سیستم به صورت بارهای ثابت مدلشدهاند، یعنی وابسته به تغییرات فرکانس و ولتاژ نیستند. این فرض ممکن است یک محدودسازی مهم در گزارش صحیح رفتار طرحهای حذف بار باشد، اما وقتی روی طرحهای مختلفی که همگی تحت فرضیههای ساده کار میکردند مقایسههایی صورت گرفت، مشخص شد که این موضوع چندان قابل تامل نیست.
دو ناحیه اصلی که در شبکه قابل شناسائی است عبارتند از: ناحیه شمالی، که اکثر نیروگاههای تولیدی در آن نصب شدهاند، و یک ناحیه جنوبی، که عمدتا شامل یک ناحیه بار است. خطوط ارتباطی بین این دو ناحیه، خطوط 220 کیلوولت با بارگذاری سنگین هستند.
برخی از ژنراتورهای شبکه در عمل تنظیم اولیه f/P مشارکت دارند، در حالی که ژنراتورهای کوچک از این قاعده مستثنا بوده و واحدهای بزرگِ کُند نیز با محدودیتهای قابلیت رمپینگ سهیم هستند. ذخیره چرخان کلی منتجه موجود در شبکه برابر 495 مگاوات است. این بدان معناست که هر اغتشاش بزرگتر از 495 مگاوات به طور کامل توسط سیستم بازیابی (ترمیم) نخواهد شد. همچنین اغتشاشهای اندکی کوچکتر از 495 مگاوات ممکن است به علت محدودیتهای ذکر شده، برای سیستم خطرناک باشند. از آنجا که تنظیم ثانویه f/P خیلی کُند است (پاسخ کامل در حدود 100 ثانیه)، در شبیهسازیها از آن صرفنظر شده است.
علاوه بر این، به منظور دستیابی به میزان بالایی از امنیت و با توجه به عمل رایج، کمترین فرکانس مجاز برابر 48 هرتز انتخاب شده است، با اینکه برای سیستمهای 50 هرتز محدودیت فنی برابر 5/47 هرتز است.
ب. نتایج شبیهسازی برای برخی موارد انتخاب شده
راهکارهای حذف بار توصیغ شده در بخش2 بر روی یک کد تحلیلی سیستم قدرت تجاری تست شدند.
این طرحها بوسیله مدل تعریف شده کاربر از آن کد تحلیلی پیادهسازی شدهاند. چهار طرح سنتی مختلف مقایسه شدهاند، تا نشان دهند که چگونه گزینه ترکیب آستانههای فرکانس و مقادیر حذف بار مربوطه روی عملکرد طرح تاثیرگذار است. سپس، یک طرح نیمه تطبیقی و یک طرح تطبیقی ارائه شده و با طرحهای سنتی مقایسه شدهاند. برخی پارامترهای برای هر طرح ثابت در نظر گرفته شدهاند تا کار مقایسه تسهیل شود:
- کلی باری که قابل حذف باشد[5] برابر 1000 مگاوات است، یعنی حدود 30% بارهای اکتیو سیستم. کل باری که باید حذف شود بین باسها و متناسب با پخش بار پیش از حادثه توزیع میشود.
- حادثهای که اعمال شد شامل یک افزایش قابل توجهی و ناگهنی در بار بود. زمان تاخیر رله برابر 2/0 ثانیه تنظیم شده است که یک مقدار مرسوم برای رلههای رایج است.
چهار طرح سنتی حذف بار در نظر گرفته شده، در جدول2 گزارش شده است، که درصدی از بار که باید حذف شود در واقع درصدی از 1000 مگاوات بار قابل حذف است.
طرح نیمهتطبیقی انتخاب شده برای شبیهسازیها در شکل1 (a) نشان داده شده است. مقدار باری که باید در فرکانس 5/49 هرتز حذف شود بستگی به دامنه نرخ تغییر فرکانس در آن فرکانس (5/49 هرتز) دارد. در 49 هرتز، 25% دیگر از 1000 مگاوات بار حذف میشود، بدون توجه به اینکه چه مقدار از بار در فرکانس 5/49 هرتز حذف شده باشد. در 5/48 همه بارهای قابل حذف، حذف میشوند.
طرح تطبیقی در شکل1(b) گزارش شده است. مقدار بار Pshed تعیین شده بر اساس رابطه (1)، در سه گام 5/49، 49 و 5/48 هرتز حذف میشود. در 48 هرتز، یک رله پشتیبان همه بارهای باقیمانده قابل حذف را حذف میکند.
سه حادثه مختلف تحلیل شده است: افزایش پلهای بار 200، 450 و 750 مگاوات. اغتشاش اول کمتر از نصف ذخیره چرخان سیستم است. اغتشاش دوم (450 مگاوات) نزدیک به کل مقدار ذخیره چرخان (یعنی 495 مگاوات) است. بزرگترین اغتشاش (یعنی 750 مگاوات) بیانگر کل توان عبوری از ناحیه شمالی به ناحیه جنوبی است.
ب.1 اغتشاش سیگنال کوچک: 200 مگاوات
این حادثه بدون نیاز به حذف بار قابل بازیابی (ترمیم) است: کمترین فرکانس منتجه از این اغتشاش حدود 26/49 هرتز است، که به شدت قابل قبول تجهیزات سیستم است. لذا، در این مورد، گزینه صحیح برای هر طرح حذف بار این است که از هرگونه دخالتی اجتناب کنند.
سه طرح از چهار طرح سنتی یعنی (a1)، (a2) و (a3) به بهترین شیوه رفتار نمیکنند، چون یک حذف بار غیرضروری را با یک اضافهفرکانس متعاقب آن انجام میدهند. این اتفاق بدین دلیل رخ میدهد که فرکاسن به زیر اولین آستانه خود تنزل میکند، که برابر 5/49 هرتز تنظیم شده بود. آخرین طرح سنتی یعنی (a4) هیچ باری را حذف نمیکند، چون اولین آستانه آن روی 1/49 هرتز تنظیم شده است، در حالی که پیک[6] فرکانس کمینه برابر 26/49 هرتز است. نتایج در شکل2 گزارش شده است.
طرح نیمهتطبیقی دارای عملکرد بهتری نسبت به روشهای (a1)، (a2) و (a3) است، چون وقتی فرکانس به زیر 5/49 هرتز میرسد مقدار نرخ تغییر فرکانس را نیز بررسی میکند. وقتی |df/dt| کمتر از 33/0 هرتز بر ثانیه باشد، این طرح تنها 150 مگاوات را حذف میکند، یعنی باید گفت بسیار کمتر از طرحهای (a1)، (a2) و (a3) (که به ترتیب مقادیر 400، 250 و 330 مگاوات را حذف میکردند). هنوز، با اینکه مقدار حذف بار در این مورد کاهش یافته است، در هر صورت غیرضروری است. لذا، رفتار این طرح نیز مطلوب نیست.
طرح تطبیقی، دقیقا مشابه طرح سنتی (a4)، به بهترین شکل کار میکند، چون هیچ باری را حذف نمیکند. با اینکه روشی که این دو طرح با هم مقایسه میشوند با هم متفاوت است، اما دلایل فیزیکی مطرح شده یکسان است. طرح سنتی عمل نمیکند چون اغتشاش بگونهای است که بر آستانه اول یعنی 1/49 هرتز هرگز غلبه نمیشود. طرح تطبیقی از هرگونه حذف باری اجتناب میکند چون مقدار اولیه نرخ تغییر فرکانس کوچکتر از مقدار بحرانی آن است و در نتیجه حادثه نسبت به حادثه نوع بحرانی دارای درجه اهمیت کمتری است. رفتار گذرای فرکانس سیستم در شکل3 نمایش داده شده است.
ب. 2 اغتشاش متوسط: 450 مگاوات
این حادثه اندکی کوچکتر از ذخیره چرخان سیستم (495 مگاوات) است، و بنابراین توسط تنظیم اولیه f/P ممکن است بازیابی (ترمیم) شود. به هر روی، رویه اضطراری، حذف بار را اجرا میکند چون بازیابی چنان کُند است که به کمترین فرکانس 76/46 هرتز میرسد. دلیل این کندی قیود رمپینگ برخی واحدهای تولیدی بزرگ است.
همانطور که در شکل4 دیده میشود، برای این مورد، بهترین طرح سنتی همان طرح (a2) است، چون نسبت به طرحهای دیگر بار کمتری (250 مگاوات) را حذف میکند؛ (a1) (400 مگاوات)، (a3) (330 مگاوات) و (a4) (400 مگاوات). علاوه بر این، طرح سنتی (a4) که قبلا دارای بهترین رفتار بود، اکنون بدترین است چون کار حذف بار را تنها وقتی شروع میکند که فرکانس برابر 1/49 هرتز باشد و بنابراین پیک فرکانس کمینه شدیدتر است.
راهکار نیمهتطبیقی 350 مگاوات را حذف میکند، یعنی مقدار بار متناظر با مقدار |df/dt| در 5/49 هرتز بین 33/0 و 50/0 هرتز بر ثانیه (شکل5 را ببینید). عملکرد این طرح مشابه طرحهای سنتی است.
بهترین عملکرد توسط طرح تطبیقی بدست می آید که کمترین مقدار بار (64 مگاوات) را حذف میکند. واضح است که حذف بار کمتر به معنای پذیرش یک فرکانس کمینه پایینتری است. به هر صورت، فرکانس کمینه بزرگتر از کمترین مقدار مجاز (48 هرتز) است.
ب. 3 اغتشاش 750 مگاواتی
حادثه 750 مگاواتی باعث خواهد شد سیستم به طور کامل فروپاشی فرکانس را تجربه کند، چون ذخیره چرخان کافی در سیستم موجود نیست که این اختلاف بین بار و توان تولیدی را پوشش دهد.
چهار طرح سنتی تقریبا عملکردهای یکسانی را نشان میدهند (شکل6 را ببینید)، چون مقادیر تقریبا یکسانی از بار را حذف میکنند، به ترتیب 700 مگاوات (a1)، 650 مگاوات (a2)، 660 مگاوات (a3) و 700 مگاوات (a4). چهارمین طرح سنتی (a4) دارای پاسخ اندکی بدتر نسبت به بقیه است چون عمل حذف بار را به جای فرکانس 5/49 هرتز در 1/49 هرتز شروع میند. این عمل تاخیری به پیک فرکانس کمینه اجازه میدهد تا به زیر فرکانس 74/48 هرتز برسد که در طرح (a1) این فرکانس برابر 94/48 هرتز بود، به این ترتیب مقدار یکسانی از بار حذف میشود اما با شروع از 5/49 هرتز.
طرح نیمهتطبیقی 750 مگاوات را حذف میکند، لذا نسبت طرحهای سنتی هیچ مزیتی ندارد. دلیل این کار این است که اغتشاش 750 مگاواتی به اندازهای بزرگ است که برخی از بارها حتی در آستانههای فرکانسی زیر اولین آستانه، حذف شوند. وقتی این آستانهها به صورت سنتی باشند (یعنی بدون برررسی df/dt)، این طرح تقریبا همانند طرحهای سنتی رفتار میکند.
برعکس، مجدداد طرح تطبیقی عملکرد خوبی از خود نشان میدهد: حذف بار دارای کمترین مقدار است (424 مگاوات)، البته با معاوضه پیک فرکانس عمیقتر و فرکانس حالت دائم کمتر. نتایج در شکل7 رسم شدهاند.
- نتایج
این مقاله وضعیت فعلی و آتی حذف بار زیرفرکانس را بررسی کرده است. چندین طرح مورد ارزیابی قرار گرفتند: از طرحهای سنتی مبتنی بر آستانههای فرکانس گرفته تا روشهای نیمهتطبیقی مبتنی بر فرکانس و مشتق آن. همچنین یک طرح کاملا تطبیقی هم به کار فت چون در زمینه بینظمیهای فعلی دارای کارکرد مناسبی است.
عملکرد روشهای مختلف که روی شبکه IEEE RTS به انجام رسید، نشان میدهد که روشهای سنتی در رابطه با مقداری از بار که باید به طور موثر حذف شود تاحدودی محافظه کارانه عمل میکنند.
اگر چنین عملکردهای سفت و سخت و دقیقی هنوز در زمینه کنترل فرکانس لازم باشد، سوالهای مختلفی گریبانگیر مهندسان سیستم قدرت خواهد شد [17]. اگر نیازی نباشد تا محدوده سیر فرکانس دیگر چنین باریک باشد، روش حذف بار تطبیقی میتواند در تطبیق اضطرار ترکیبی حفظ امنیت سیستم و حذف کمترین مقدار بار مشارکت کند.
زیرنویس شکلها
شکل1. (a) طرح نیمهتطبیقی، (b) طرح تطبیقی حذف بار.
شکل2. مقایسه چهار طرح سنتی حذف بار برای اغتشاش 200 مگاوات.
شکل3. مقایسه طرح نیمهتطیقی و تطبیقی برای اغتشاش 200 مگاوات.
شکل4. مقایسه چهار طرح سنتی حذف بار برای اغتشاش 450 مگاوات.
شکل5. مقایسه طرح نیمهتطیقی و تطبیقی برای اغتشاش 450 مگاوات.
شکل6. مقایسه چهار طرح سنتی حذف بار برای اغتشاش 750 مگاوات.
شکل7. مقایسه طرح نیمهتطیقی و تطبیقی برای اغتشاش 750 مگاوات.
جداول
جدول1- طرحهای حذف بار در نظر گرفته شده (LUR در ستون دوم به معنای "بار قابل حذف" به صورت درصدی از کل بار سیستم است)
جدول2- طرحهای مختلف حذف بار سنتی