Minimizzazione funzionale dei costi basata su AGC quadratico ottimale discreto per sistemi di alimentazione interconnessi

Dec 03, 2023

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 2752 (2023) Citare questo articolo

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La crescente complessità e difficoltà del problema del controllo automatico della generazione (AGC) è il risultato della crescente portata delle reti elettriche interconnesse e del cambiamento delle richieste quotidiane. Gli obiettivi principali dell'AGC sono il controllo delle variazioni di frequenza ai livelli nominali e delle variazioni di potenza della linea di collegamento ai livelli pianificati. Per affrontare in modo efficace le difficoltà di controllo dell'AGC, questo studio introduce il controllo di generazione automatica quadratica ottimale discreta (OQAGC). Uno dei vantaggi di questo metodo è la differenziazione dei risultati della funzione di costo quadratica in termini lineari, riducendo al minimo le azioni di controllo e le deviazioni di stato. Questo metodo di controllo sviluppato porta a una legge di controllo discreto semplice e facile che può essere implementata sia per sistemi lineari che non lineari. Per ottimizzare il controllore, questo lavoro di ricerca ha utilizzato un teorema di controllo ottimo utilizzando moltiplicatori lagrangiani, mentre la tecnica di minimizzazione funzionale viene utilizzata per selezionare sistematicamente le matrici di ponderazione dello stato e del controllo in forma discreta per N regioni di controllo (dove N è il numero di sistemi di alimentazione interconnessi ). Le esigenze della funzione di costo discreto vengono derivate utilizzando questa tecnica in termini di errori di controllo dell'area, errori di controllo dell'area integrale e dispendio energetico di controllo. Sono stati analizzati quattro sistemi di alimentazione interconnessi con/senza disturbi ed errori di controllo dell'area, ciascuno con un'unità termica, idroelettrica e di generazione di gas. Un sistema di alimentazione multi-sorgente a due aree con energia rinnovabile nell'area di controllo 2 viene analizzato per le prestazioni del controller proposto con vincoli sulla velocità di generazione (GRC). La tecnica di minimizzazione funzionale semplifica e facilita la scelta delle matrici di ponderazione. Inoltre, i risultati della simulazione suggeriscono che l’approccio di minimizzazione funzionale dei costi basato sul controllo AGC quadratico ottimale discreto sviluppato migliora la dinamica del sistema di alimentazione in termini di stabilità, prestazioni in stato stazionario e robustezza del sistema di controllo a circuito chiuso ai disturbi del carico di ingresso. Di conseguenza, l’approccio OQAGC appena sviluppato dimostra l’importanza del controller LQR discreto per i sistemi di alimentazione multiarea N.

Il controllo della potenza attiva è un requisito fondamentale nella gestione quotidiana di qualsiasi moderno sistema energetico1. Gli obiettivi principali di questo controllo sono mantenere le deviazioni di frequenza ad un valore nominale, mantenere le variazioni di potenza della linea di collegamento tra le aree ad un valore programmato e garantire che le variazioni di frequenza vengano riportate a zero2,3,4. In altre parole, le perdite di potenza e i carichi sono sensibili alla velocità e alla frequenza del generatore. Pertanto, per un funzionamento soddisfacente, la potenza meccanica e la potenza elettrica fornita ai consumatori devono corrispondere. La frequenza del sistema dipende dal bilancio della potenza attiva. Pertanto, una discrepanza nella potenza attiva riflette un cambiamento nella frequenza. Una volta aggiunto un carico al sistema di alimentazione, il disadattamento di potenza viene inizialmente compensato estraendo energia cinetica dall'accumulo inerziale del sistema, con conseguente calo della frequenza del sistema di alimentazione. Una diminuzione della frequenza porta ad una diminuzione della potenza assorbita dai carichi. All'equilibrio la frequenza sarà costante o al valore nominale5,6. Al contrario, le risorse distribuite hanno un comportamento totalmente diverso rispetto ai generatori classici perché sono interfacciate tramite dispositivi elettronici di potenza7. Di conseguenza, non vi è alcun accoppiamento tra la velocità di rotazione del generatore e la frequenza del sistema8 e, pertanto, le unità di generazione collegate all'inverter non contribuiscono intrinsecamente all'inerzia totale del sistema9. Pertanto, le risorse energetiche distribuite integrate nei sistemi elettrici agiscono come ulteriori disturbi al sistema elettrico in esame. Per questo motivo, l'aumento delle richieste di carico rende difficile questo problema di controllo. Oltre a far crescere le dimensioni dei sistemi energetici interconnessi grazie all'integrazione delle nuove risorse distribuite, ovvero i parchi eolici e il fotovoltaico, nella rete principale, l'adozione di nuovi concetti, ovvero la rete intelligente e la digitalizzazione dei sistemi energetici, rende questo controllo ancora più complesso e impegnativo10.