Realizado por: Ing. Néstor Alejandro Piñero Herrera.
CONTROL DE FRECUENCIA
INTRODUCCIÓN.
Cada vez se hace más imprescindible
el estudio del control de la frecuencia en sistemas eléctricos de potencia (SEP),
debido a la presencia de fuentes de energías renovables, cuyo crecimiento ha
sido notable en los últimos años; adicionalmente a los cambios que se producen
en las redes eléctricas, y la integración de sistemas de almacenamiento con
especificaciones técnicas y/o características constructivas óptimas en relación
a las ya construidas. También hay avances tecnológicos en materia de control,
comunicación y computación, que coadyuvan al desarrollo de nuevas técnicas y
soluciones.
La potencia activa en cualquier
sistema eléctrico de potencia (SEP) debe generarse al mismo tiempo que se
consume. Esta energía generada debe mantenerse en equilibrio, invariable con la
energía consumida (demanda), de lo contrario se produce una desviación de
energía. Tales perturbaciones y afectaciones del equilibrio, desencadenan alteraciones
en el sistema, pero que pueden ser compensadas por la energía cinética de los
grupos electrógenos rotativos y motores conectados.
Es de gran importancia conocer cómo
responden los generadores en un sistema de energía cuando hay una perturbación
momentánea en el equilibrio de energía entre la energía eléctrica consumida en
el sistema y la energía mecánica entregada por las turbinas. Tales
perturbaciones son causadas por cortocircuitos en la red de transmisión y
normalmente se eliminan sin necesidad de reducir la potencia generada o
consumida. Sin embargo, si una carga grande se conecta repentinamente (o se
desconecta) del sistema, o si el equipo de protección desconecta repentinamente
una unidad generadora, habrá una distorsión a largo plazo en el equilibrio de
potencia entre la entregada por las turbinas y el consumido por las cargas y,
como resultado, la frecuencia en el sistema cambiará. Este cambio de frecuencia
se puede dividir convenientemente en varias etapas, lo que permite que la
dinámica asociada con cada una de estas etapas se describa por separado. Esto
ayuda a ilustrar cómo se desarrollan las diferentes dinámicas en el sistema. Sin
embargo, primero es necesario describir el funcionamiento del control
automático de generación (AGC), ya que es fundamental para determinar la forma
en que la frecuencia cambiará en respuesta a un cambio en la carga.
CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN.
Es fundamental conocer cómo es el
desempeño de un sistema de energía eléctrica que consta de muchas cargas y
unidades generadoras, mientras que su demanda total de energía varía
continuamente a lo largo del día de una manera más o menos anticipada. Los
grandes y lentos cambios en la demanda se satisfacen de manera centralizada al
decidir a intervalos regulares qué unidades generadoras estarán en
funcionamiento, apagadas o en un estado intermedio de reserva caliente. Este
proceso en el que se ve comprometida la unidad se puede realizar una vez al día
para proporcionar el programa operativo diario, mientras que en intervalos más
cortos, típicamente cada 30 minutos, el despacho económico determina la
producción de energía real requerida de cada uno de los generadores
comprometidos.
Los cambios de carga más pequeños,
pero más rápidos, se tratan mediante un control automático de generación para:
- Mantener la frecuencia en el valor programado (control de frecuencia).
- Conservar los cambios de energía neta con las áreas de control vecinas en sus valores programados (TIE - line control | control de líneas conectadas). Las líneas de transmisión que conectan un área con su área vecina, con la finalidad de compartir potencia, se denomina conexión de líneas. El control de la frecuencia, como su nombre lo indica, regula el flujo de energía eléctrica entre diferentes áreas de la red eléctrica con la finalidad de mantener la frecuencia constante en el sistema.
- Prolongar la distribución de energía eléctrica entre las unidades de acuerdo con las necesidades de despacho del área (económicas, de seguridad o de emergencia).
En algunos sistemas, la función del
control automático de la generación (AGC) puede estar restringida a uno o dos
de los objetivos anteriores. Por ejemplo, el control de energía de la línea de
conexión solo se usa cuando varios sistemas de energía separados están
interconectados y operan bajo acuerdos contractuales mutuamente beneficiosos.
CARACTERÍSTICA DE GENERACIÓN.
En el estado estacionario, todas las unidades generadoras operan de forma síncrona (a la misma frecuencia), cuando el cambio en la potencia total generada del sistema, se puede calcular como la suma de los cambios en todos los generadores.
Con la siguiente ecuación se determina cómo se pueden sumar las características de las unidades generadoras de forma individual, para obtener la característica de la generación equivalente.
Donde "NG" representa el número de unidades generadoras en el sistema. El subíndice "T", indica que delta "PT" es el cambio en la energía suministrada por las turbinas.
La siguiente figura se ha asumido que la característica de caída de velocidad de las unidades generadoras de turbina individuales es lineal en todo el rango de variaciones de potencia y frecuencia.
Esta característica define la capacidad del sistema para compensar un desequilibrio de potencia a costa de una desviación a costa de una desviación en la frecuencia.
Para un sistema de energía con una gran cantidad de unidades generadoras, la característica de generación es casi horizontal, de modo que incluso un cambio de energía relativamente grande solo da como resultado una desviación de frecuencia muy pequeña. Este es uno de los beneficios que se obtienen al combinar unidades generadoras en un sistema grande.
En la práctica, la potencia de salida de cada turbina está limitada por sus parámetros técnicos. Por ejemplo, las turbinas de vapor de carbón tienen un límite de potencia inferior debido a la necesidad de mantener la estabilidad operativa de los quemadores y un límite de potencia superior que se establece por consideraciones térmicas y mecánicas. En el resto de esta sección solo se considerará el límite superior cuando la característica de la turbina es como se muestra en la siguiente figura, que muestra la característica de la caída de velocidad de una turbina con un límite superior.
Las siguientes figuras muestras la influencia del límite superior de potencia de la turbina y la asignación de la reserva de rotación en la característica de generación (a) asignación proporcional de la reserva de rotación; (b) asignación de la reserva de hilatura a la segunda unidad únicamente.
CONTROL DE FRECUENCIA.
Cuando la generación total es igual a la demanda total del sistema (incluidas las pérdidas), la frecuencia es constante, el sistema está en equilibrio y la característica de generación se aproxima a la característica de generación calculada para una demanda total del sistema dada. Las pruebas realizadas en sistemas reales indican que la característica de respuesta de generación depende mucho más de la frecuencia que la característica de respuesta de la demanda.
La siguiente figura muestra puntos de equilibrio por un aumento en la demanda de energía.
Es importante comentar que un cambio en la demanda total de energía corresponde a un cambio de la característica de la carga, de modo que el punto de equilibrio se mueva del punto 1 al punto 2. El aumento de la carga del sistema se compensa de dos formas. Primero por las turbinas, aumentando la generación; y segundo por las cargas del sistema reduciendo la demanda, de la requerida en el punto 3 a la requerida en el punto 2.
Si los turbogeneradores están equipados con sistemas de gobierno (sistemas de control), luego de un cambio en la demanda total de energía, el sistema no podrá volver a la frecuencia inicial sin ayuda. De acuerdo con la figura que muestra el equilibrio por un aumento en la demanda de energía, para volver a la frecuencia inicial, la característica de generación debe cambiarse a la posición mostrada por la línea discontinua.
NOTA: en un sistema de energía aislado, el control automático de frecuencia se puede implementar como una función de control descentralizada agregando un lazo de control suplementario al sistema de gobernador de la turbina.
Por lo general, las unidades generadoras de tamaño mediano se utilizan para la regulación de frecuencia, mientras que las unidades de carga base grandes son independientes y están configuradas para operar a un nivel de generación prescrito.
En un sistema de energía interconectado que comprende varias áreas de control diferentes, el control de frecuencia no se puede descentralizar porque los lazos de control suplementarios no tienen información sobre dónde ocurre el desequilibrio de energía, por lo que un cambio en la demanda de energía en un área resultaría en una acción del regulador en todas las áreas. las otras áreas. Tal acción de control descentralizado causaría cambios indeseables en los flujos de energía en las líneas de enlace que unen los sistemas y la consecuente violación de los contratos entre los sistemas cooperativos. Para evitar esto, se utiliza un sistema de control de frecuencia centralizado como se explica en la siguiente subsección.
La siguiente figura muestra la característica de la caída de velocidad de la turbina para varios ajustes.
CONTROL DE FRECUENCIA PRIMARIO, SECUNDARIO Y TERCIARIO EN UN SISTEMA DE ENERGÍA.
Un sistema de energía eléctrica se caracteriza por dos parámetros importantes principales: voltaje y frecuencia.
Para mantener las condiciones operativas esperadas y suministrar energía a todos los usuarios (cargas) conectados, es importante controlar estos dos parámetros dentro de límites predefinidos, para evitar perturbaciones inesperadas que puedan crear problemas a las cargas conectadas o incluso hacer que el sistema fallar.
Un sistema de energía eléctrica se caracteriza por dos parámetros importantes principales: voltaje y frecuencia.
Para mantener las condiciones operativas esperadas y suministrar energía a todos los usuarios (cargas) conectados, es importante controlar estos dos parámetros dentro de límites predefinidos, para evitar perturbaciones inesperadas que puedan crear problemas a las cargas conectadas o incluso hacer que el sistema fallar.
Las variaciones de frecuencia en un sistema de energía ocurren debido a un desequilibrio entre la generación y la carga. Cuando el valor de frecuencia de un sistema eléctrico alcanza la condición de emergencia, se inicia la estrategia de control.
El control de frecuencia se divide en tres niveles: controles primarios, secundarios y terciarios. Cada control de frecuencia tiene características y propósitos específicos.
- CONTROL PRIMARIO: El control primario (o control de respuesta de frecuencia) es una función automática y es el más rápido entre los tres niveles, ya que su período de respuesta es de unos pocos segundos.
Cuando ocurre un desequilibrio entre generación y carga, la frecuencia del sistema de energía cambia.
Por ejemplo, con un aumento de carga, la potencia generada no cambia inmediatamente, por lo que la energía para compensar este aumento de carga proviene de la energía cinética de los generadores rotativos que comienzan a disminuir la velocidad (esto se llama respuesta inercial). Pasado este momento, el controlador de velocidad (llamado “gobernador”) de cada generador actúa para aumentar la potencia de generación con el fin de recuperar esta velocidad disminuyendo y tratar de despejar el desequilibrio.
Generalmente, en aproximadamente 30 segundos, cada unidad de generación podrá generar la energía adicional requerida y luego mantenerla durante al menos 15 minutos (este tiempo depende de los requisitos del operador del sistema de transmisión o TSO).
Todas las plantas de generación conectadas en el sistema eléctrico de AT están llamadas a suministrar este servicio, excepto la fuente de energía renovable (FER) no programable (es decir, eólica, solar, biogás, agua de flujo hidráulico), por lo que cada unidad de generación deberá tener una potencia de “reserva” dedicada y adecuada para cumplir con esta regulación cuando esté activa.
El propósito de la regulación primaria es eliminar el desequilibrio entre generación y cargas, para llevar el sistema a una condición estable. Este servicio es obligatorio para todos los generadores con derecho a prestarlo y no es remunerado.
- CONTROL SECUNDARIO: una vez que la regulación primaria logró su objetivo, el valor de frecuencia es diferente al nominal, los márgenes de reserva de cada generador se han utilizado (o parcialmente) y también el intercambio de energía entre los sistemas de energía interconectados es diferente al predefinido. Entonces, es necesario restaurar el valor nominal de la frecuencia, la reserva de cada generador utilizado anteriormente y el intercambio de energía entre los sistemas de potencia. Este es el propósito del control secundario.
Para realizar esta tarea, existen algunos generadores habilitados para realizar el control secundario, a través de una reserva de energía dedicada. Esta reserva depende del requerimiento de cada GRT y generalmente es un porcentaje de la potencia máxima disponible, con un valor mínimo predefinido a garantizar independientemente de la potencia máxima de cada generador.
Si el valor de frecuencia es menor que el nominal, se debe iniciar capacidad de generación adicional, mientras que si el valor de frecuencia es mayor que el nominal, se debe detener parte de la capacidad de generación o aumentar la carga.
El control secundario suele ser realizado de forma automática, por todos los generadores que participan de esta regulación, a través de un “set-point” específico enviado por un controlador central.
La siguiente figura muestra un ejemplo de los dos primeros niveles de control después de un evento de frecuencia en el sistema. La línea verde y la línea discontinua roja muestran dos respuestas diferentes según el nivel de inercia del sistema (los sistemas de potencia de baja generación producidos por máquinas rotativas tendrán un nivel de inercia bajo).
- CONTROL TERCIARIO: una vez completado el control secundario, el margen de reserva utilizado para este control también se restablecerá y este es el propósito del control terciario (o reserva de reemplazo), el último nivel de control de frecuencia.
Para realizar esta restauración as llamadas de TSO envían a los productores individuales (incluso a los que no están involucrados en el control secundario) las prescripciones de operación relacionadas con la variación de potencia para los generadores que ya están en operación y, si es necesario, solicitan la puesta en marcha de los generadores que no operan en ese momento.
Este nivel de control no es automático, pero se ejecuta a pedido del operador de la red y su remuneración sigue las mismas reglas del control secundario.
UNA REVISIÓN DE LOS TRES (3) NIVELES DE REGULACIÓN.
La siguiente tabla muestra un breve resumen de los tres niveles de regulación y las principales características de cada uno:
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