Introducción: Sub En generadores y EE.TT. con
tensión controlada se utilizan controles locales. Los
centros de control se encargan de mantener el funcionamiento
dentro de limites operativos aceptables de áreas del
sistema eléctrico, monitoreando la niveles de
tensión, frecuencia, producción de unidades
generadoras y flujos de potencia por líneas de
interconexión. Las variaciones en la potencia activa
afectan principalmente a la frecuencia del sistema. Las
variaciones en la potencia reactiva es menos sensible a cambios
en la frecuencia y afecta localmente la magnitud de la
tensión.
SubPara un sistema de potencia interconectado, cada generador
posee: Regulador automático de velocidad (LFC o RAV), como
lazo de control de potencia activa – frecuencia. Regulador
automático de tensión (AVR o RAT), como lazo de
control de potencia reactiva – tensión (QV).
Sub => Acoplamiento despreciable entre el LFC (P-f) y el lazo
del AVR (Q-V) siendo posible analizarlos de manera independiente.
Cuando los generadores se sincronizan al sistema: El lazo de
control LFC, se encarga de controlar la distribución de
potencia entre los generadores mediante el ajuste de la potencia
a un determinado valor de referencia, según la frecuencia
del sistema (impuesta). El AVR actúa para mantener la
tensión en valores cercanos al ajuste nominal y con la
demanda fluctuante de potencia reactiva. Ambos actúan
continuamente para minimizar los cambios de tensión y
frecuencia causados por cambios de carga aleatorios, que ocurren
constantemente en un sistema interconectado de potencia. Los
cambios en la potencia activa generada dependen de la velocidad
de rotación (dinámica mecánico). La potencia
reactiva depende principalmente de la tensión en la
excitación del generador (dinámica
eléctrica).
SubLos controladores son ajustados a una condición
particular de operación: Poder suplir cambios de la
demanda colaborando en mantener la frecuencia en 50 Hz. Sostener
la magnitud de tensión dentro de los límites de
operación. Para el SADI los limites de operación
del sistema en régimen estacionario están
establecidos en “Los Procedimientos” – PT 4 y
Anexo 16 Frecuencia (PT 4): Entre 49 Hz y 51 Hz indefinido (luego
esquema de corte de carga) Tensión (Anexo 16):
Deberá mantenerse un nivel de tensión en todos los
nodos del SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION entre 0,97 y 1,03
por unidad de 500 kV.
Control de potencia activa: Sub Para la operación
satisfactoria de un sistema de potencia la frecuencia debe
permanecer constante (idealmente). La frecuencia de un sistema
depende del balance de potencia activa: generación =
demanda + perdidas sistema Partiendo de un estado de equilibrio y
se produce un cambio en la demanda, aparecerá una
perturbación en la frecuencia del sistema. La
energía almacenada en las masas rotantes de las turbinas y
generadores circulará hacia o desde la red en
función del déficit o superávit de potencia.
Si el aporte de energía mecánica es insuficiente
(conexión de demanda) se reducirá la velocidad de
rotación de las maquinas (subfrecuencia). Si el aporte de
energía mecánica es superior a la demanda
(desconexión) se incrementara la velocidad de
rotación de las maquinas (sobrefrecuencia).
Solución: – Modificar la potencia de la máquina
impulsora (válvulas de combustible) – Modificar la demanda
(esquemas de corte de carga)
Control de potencia activa: Si la frecuencia baja menos de 48 Hz,
la frecuencia de excitación mecánica comienza a
llevar a la resonancia los alabes de la turbina
produciéndose una intensa fatiga. Como la fatiga es
acumulativa, no se deben sumar más de 10 min expuestos a
fatiga a lo largo de la vida útil. f se restituye f se
restituye por corte de carga f no se restituye
Sub Si idealmente se bloquean las válvulas de
admisión de vapor o de agua, el sistema
evolucionará alcanzándose una frecuencia de valor
distinto de la inicial. La propiedad del sistema de alcanzar un
nuevo equilibrio, se debe al amortiguamiento del mismo,
caracterizado por el parámetro D D = coeficiente de
amortiguamiento, caracteriza la variación de la carga
eléctrica, en función de la frecuencia.
Regulación propia del sistema: f PE ?f ?PE El valor del
coeficiente D, depende del tipo de carga. Cargas de Z cte
(resistores) son insensibles a cambios en f Cargas de P cte
(motores) son sensibles a cambios en f La carga en sistemas
eléctricos esta compuesta en distinta proporción de
las cargas de Z cte y P cte.
Sub El amortiguamiento del sistema varia durante el día,
ya que la carga que depende de la frecuencia y la que no, varia
en horas de alta carga respecto a estados de baja carga. A medida
que la carga independiente de la frecuencia aumenta la pendiente
de la curva ?f/ ?PE se hace mas horizontal: Regulación
propia del sistema: f PE ?f ?PE En un sistema eléctrico
importante, el amortiguamiento puede ser bajo y las variaciones
en la frecuencia debida a las variaciones de carga pueden tener
amplitudes inadmisibles. Es necesario que la turbina tenga un
sistema que adapte la potencia eléctrica generada
según las variaciones de carga. f PE ?f ?PE
Sub La carga del sistema la constituyen una gran cantidad de
cargas individuales (industrial, residencial, comercial). Los
instantes de conexión y desconexión de cada una de
ellas dependen del azar, pero la potencia media consumida por el
conjunto de cargas , depende del nivel y tipo de actividad. Un
sistema importante, como el SADI sigue la siguiente
variación de carga durante el día: Variación
de la carga:
Sub Es posible prever con bastante aproximación la demanda
y elaborar programas de despacho a partir de las previsiones. Sin
embargo las previsiones no son perfectas y dependen de distintos
factores que pueden no ser previsibles: climáticos,
sociales, etc. Variación de la carga: Desde las 14:45 hs
se registró un descenso de aprox. 1600 MW hasta las 16:15
(por disminución de las actividades). En el entretiempo se
observó una subida de 530 MW. Al comenzar el segundo
tiempo se observó una nueva disminución de 200 MW.
Al finalizar el partido se inició un fuerte incremento de
lademanda de casi 2150 MW desde las 17:50 hasta las 18:05
hs(aprox. 150 MW/min).
Sub Sin un sistema de regulación automática, la
potencia generada por estaría determinada por el despacho
programado. Así existiría una diferencia entre la
potencia que consume la demanda y la generada por las centrales:
Errores inevitables en la previsión del consumo.
Carácter aleatorio de los momentos de conexión y
desconexión de cargas, originando fluctuaciones alrededor
del valor medio. => Estas diferencias, sin un sistema de
regulación automático, producirán
variaciones en la frecuencia cuyo valor dependerá del
amortiguamiento del sistema. Variación de la carga:
Sub Para evitar las variaciones de frecuencia, se provee de
reguladores de velocidad, que actúan sobre las
válvulas de admisión cuando la velocidad de la
turbina se aparte de la velocidad de referencia del regulador.
Los reguladores de velocidad (governors) son dispositivos
individuales, instalados en cada turbina. Se encargan de regular
la velocidad de la maquina que controlan. Regulador
Isócrono (astático con realimentación) Por
simplicidad se desprecian variables dinámicas intermedias
(accionamiento de la válvula de admisión, turbina,
etc). Ante un error negativo de la frecuencia, el regulador
aumenta la potencia mecánica aplicada sobre el eje, lo
cual tiende a reducir el error de frecuencia. El efecto
integrador del regulador hace que el régimen permanente se
alcance cuando el error de frecuencia es cero. Regulación
primaria de frecuencia (RPF):
Sub Respuesta ante escalón + de carga: La velocidad se
restituye a la de referencia y la potencia generada aumenta con
la carga. Este regulador, mantiene la frecuencia constante en
régimen permanente, funciona correctamente en un sistema
aislado donde existe un único generador, o bien donde un
unico generador balancea todos los cambios de carga (imposible).
Presenta un polo en el origen. Respuesta lenta en régimen
transitorio, y es inestable para valores bajos de ganancia. Como
en un sistema eléctrico es deseable que un elevado
número de generadores participen en la regulación
primaria, el regulador isócrono no se aplica en la
práctica.
Sub Para permitir que varios generadores participen en el control
primario de frecuencia dentro de un mismo sistema, se aplica en
cada uno de ellos una característica frecuencia-potencia
en régimen permanente negativa. La constante R determina
la característica del regulador en régimen
permanente. La constante R se conoce como estatismo del
generador. Gráficamente, el estatismo es la pendiente de
la característica frecuencia/potencia cambiada de signo.
Regulador con estatismo
Estatismo: SubEs el cambio de velocidad angular de la maquina
cuando pasa de operar en vacío a plena carga. El cambio de
velocidad angular esta dado por la pendiente de la recta: Para el
punto B: P = PN => Como f a O: B A % de plena carga % de 0%
100%
Estatismo: Sub El estatismo permite un error en la frecuencia en
régimen permanente, contrariamente de lo que
sucedía en el caso del regulador isócrono.
Energía reguladora: Es la relación entre la
variación de la potencia generada y la respectiva
variación de frecuencia en Hz. El signo negativo se debe a
que según el estatismo del regulador, un aumento en la
potencia generada se corresponde con una disminución en la
frecuencia.
Entonces: Otra forma de expresar la energía reguladora es
como el % de variación de potencia por décima de Hz
que varia la frecuencia. Si se pasa de la operación en
vacío a plena carga: Si se considera la variación
de la operación en vacío a plena carga: Como: Por
décima de Hz: Como:
El estatismo del control primario de frecuencia permite que
varios generadores participen simultáneamente en dicho
control. La unidad con menor estatismo (izq) contribuye a la
regulación primaria con mayor porcentaje de potencia
respecto a su potencia nominal, y la que tiene mayor estatismo
(der) contribuye con menor porcentaje de potencia. Si varias
unidades en paralelo tienen el mismo estatismo, todas ellas
contribuyen al control primario de manera proporcional a su
potencia nominal. La variación de frecuencia:
Entonces:
Registro temporal de maquina que contribuye con RPF
Regulación secundaria de frecuencia (RSF): SubAnte
cualquier variación de carga, la acción de control
de la regulación primaria permite recuperar el balance
entre potencia consumida (incluyendo pérdidas) y potencia
generada, pero no logra resolver dos efectos no deseados: La
frecuencia queda en un valor distinto respecto a la de
referencia. El reparto del incremento de carga entre los
generadores queda determinado por sus estatismos, por lo que en
general no se cumplirán los flujos de potencia programados
entre áreas. Es posible modificar la potencia de
referencia en el generador introduciendo una consigna de potencia
en el lazo de regulación primaria, tal como indica la
figura:
Regulación secundaria de frecuencia (RSF): Cualquier
variación de la referencia de potencia se traduce, en
régimen permanente, en una variación de la apertura
de la válvula de admisión, y por tanto en una
variación de la potencia de salida del generador. La
acción de modificar la consigna de potencia equivale a
desplazar verticalmente la característica
frecuencia-potencia, como muestra la figura: Ajusta la referencia
de potencia de las unidades sobre las que actúa. Un grupo
de centrales, pertenecientes a uno o más Generadores que
estén habilitadas para RSF, podrán participar en
forma conjunta en dicha regulación si cuentan con un
Control Conjunto Automático de Generación (CCAG)
habilitado.
Regulación secundaria de frecuencia (RSF):
Evolución de la frecuencia y de las potencias, poniendo en
evidencia la actuación de la regulación primaria y
de la regulación secundaria ante una perturbación
de tipo escalón en la demanda.
Participación en la Regulación Secundaria de
Frecuencia: Por sus características, en cada hora la RSF
se asigna a una sola central o en forma conjunta a un grupo de
centrales si las mismas cuentan con un Centro de Control
Automático de Generación (CCAG) habilitado. La
central asignada con este servicio debe estar en condiciones de
aportar hora a hora, un porcentaje para Reserva Regulante
Secundaria establecido por el OED en 2,1 % de la Potencia Total
Despachada en el SADI en cada hora (depende de la
variación de la demanda). Las Centrales que están
habilitadas oficialmente por el PT N°: 9, para realizar el
servicio de RSF: · Piedra del Águila · El
Chocón · Yacyretá Efectúan igualmente
el servicio de RSF pero con habilitación provisoria, las
siguientes centrales: · Salto Grande. · Planicie
Banderita. · Alicurá. El Chocón – Piedra del
Águila. Único conjunto de centrales con CCAG
habilitado provisoriamente que opera en el MEM.
Control de tensión: Los problemas de tensión se
corrigen localmente, ya que las medidas a llevar a cabo tienen
alcance fundamentalmente local. Determinadas ET del sistema
poseen la capacidad de mantener una consigna de tensión en
un determinado valor. Este tipo de control es automático y
tiene un tiempo de actuación del orden de segundos
(lento). Se insertan o desconectan reactores/capacitores shunt.
Cada generador de una central, mantiene la tensión local
“sin información” del sistema en su conjunto.
Tiene como objetivo mantener una consigna la tensión en un
determinado nodo del sistema. Este tipo de control es
automático y tiene un tiempo de actuación del orden
de los ms. Este control actúa sobre la IF del generador
mediante el AVR.
Sub Necesidad de mantener dentro de limites adecuados la
tensión del sistema. Según “Los
Procedimientos – CAMMESA”, Anexo 4: “CONTROL DE
TENSION Y DESPACHO DE POTENCIA REACTIVA”: Cambio de la
posición del TAP del transformador de unidad. Cambio en el
aporte de potencia reactiva de los generadores de la central. RAT
(regulador automático de tensión) o AVR.
El AVR es un dispositivo electrónico que actúa
sobre la tensión aplicada al campo del generador, con el
objetivo de mantener la tensión en bornes del mismo en un
nivel determinado. Con un aumento en la demanda de potencia
reactiva se produce una caída en la magnitud de la
tensión en las barras cercanas a la carga. La magnitud de
la tensión se mide con un transformador de tensión
en una de las fases de la máquina, se rectifica y compara
con una señal de referencia de corriente continua. La
señal amplificada de error controla el devanado de campo y
aumenta la tensión en la excitatriz, aumentando
también la corriente del devanado de campo, lo cual
resulta en un aumento de la FEM generada. La generación de
potencia reactiva aumenta y se alcanza un nuevo equilibrio al
mismo tiempo en que se aumenta la tensión en bornes en el
valor de consigna.
Esquema general del RAT
(1) Excitatriz: Provee corriente continua al devanado de campo de
la máquina sincrónica, constituyendo la etapa de
potencia del sistema de excitación. (2) Regulador: Procesa
y amplifica las señales de control a un nivel y de forma
apropiada. Incluye la regulación y las funciones de
estabilización del sistema de excitación
retroalimentación y compensación de
adelanto-retraso. (3) Transductor de tensión en bornes y
compensador de carga: monitorea, rectifica y filtra la
tensión en bornes para comparar el valor con la referencia
de tensión. La compensación de carga se utiliza
para mantener la tensión constante en una barra remota,
eléctricamente, del terminal del generador. Por ej: barra
de 500 kV de una central. (4) Estabilizador de sistemas de
potencia (PSS): provee una señal adicional de entrada al
regulador para amortiguar las oscilaciones del sistema de
potencia. Algunas señales comúnmente utilizadas
son: la desviación de la velocidad del rotor, potencia de
eléctrica y la desviación de frecuencia.
Requisitos de un sistema de regulación de tensión:
En operación normal debe ser capaz de mantener la
tensión en bornes del generador en el valor de consigna
establecido por el operador, con un error mínimo en
régimen permanente. Ante perturbaciones transitorias que
provoquen una variación de brusca de la tensión
nominal, debe ser capaz de forzar la excitación a su valor
de techo y restablecer rápidamente la tensión a su
valor de consigna. Ante oscilaciones de baja frecuencia y escaso
amortiguamiento del rotor, debe ser capaz de suplementar el
amortiguamiento natural del generador a través de la
acción del estabilizador de potencia (PSS). Durante una
falla, la reactancia de transferencia (XT) aumenta notablemente,
disminuyendo la potencia transferida. El regulador debe poder
forzar la tensión de campo del generador a su valor
máximo para restablecer la tensión en un valor
razonable. Al desaparecer la falla y cambiar XT debe poder actuar
rápidamente para adecuar la respuesta dinámica del
generador.
Requerimientos de desempeño del RAT Overshoot < 15%
Tiempo de establecimiento del orden del seg. Requisitos de margen
de ganancia según IEEE 421.5
Sistemas de excitación de corriente continua (DC):
Primeros sistemas utilizados en el control de la
excitación, entre 1920-1960. Estos sistemas de
excitación están desapareciendo gradualmente debido
a que muchos de los sistemas antiguos se están
reemplazando por sistemas de corriente alterna o sistemas
estáticos. Respuesta lenta Elevado desgaste (resistencias
de regulación, colector)
Sistemas de excitación de corriente alterna (AC): Utilizan
alternadores (generadores de ac) como fuente de potencia para el
generador primario. Es común que la excitatriz este en el
mismo eje que la maquina impulsora (TG, TV,etc). La salida de
corriente alterna es rectificada por rectificadores (controlados
o no controlados por compuerta) para producir la corriente
continua necesaria para el devanado de excitación del
generador principal. Los sistemas de excitación de
corriente alterna pueden tomar muchas formas dependiendo del
arreglo de rectificadores y la fuente de excitación.
Sistemas de excitación de corriente alterna (AC): Sistemas
de excitación de corriente alterna con rectificadores
estacionarios La salida de corriente continua alimenta al
devanado de excitación del generador a través de
anillos rozantes.
Sistemas de excitación de corriente alterna con
rectificadores rotantes Sistemas de excitación de
corriente alterna (AC):
Sistema de excitación estáticos (ST):
Elementos de protección del RAT
Limitador de subexcitación (UEL) Se utiliza para prevenir
que el generador al operar subexcitado exceda el limite por
calentamiento de cabezas de bobina. Cuando se alcanza el ajuste
del limitador, el mismo toma el control evitando que el generador
siga consumiendo potencia reactiva.
Limitador de sobreexcitación (OXL) Se utiliza para
proteger el devanado de campo del generador de
sobrecalentamientos producto de prolongadas sobrecorrientes.
También se conoce como limitador de máxima
excitación. Un generador esta diseñado para operar
a corriente de campo nominal de forma indeterminada, aunque
algunos fabricantes admiten sobrecargas de hasta un 50%. Cuando
se detecta una condición de alta corriente, el limitador
actúa bajando al excitación. Generalmente se
disponen de limitadores de actuación
“instantánea” y limitadores que actúan
con limites dinámicos, es decir que luego de la primera
actuación, tienen una constante de tiempo prolongada que
baja el limite y permite lograr el enfriamiento y volver a subir
el limite.
Limitador de V/Hz Este sistema tiene por objeto proteger al
generador de los daños que puede producir un excesivo
flujo magnético, resultante ya sea de una
disminución de la frecuencia o de un aumento en la
tensión. La relación tensión/frecuencia
(Volt/Hz) es proporcional al flujo magnético y se obtiene
de magnitudes fácilmente medibles, por esta razón
se la utiliza como señal de entrada en este tipo de
protecciones. El limitador de V/Hz controla la tensión de
campo para limitar la tensión del generador cuando el
valor de V/Hz excede el ajuste. Esta protección tiene un
tiempo de actuación lenta. Cuando la frecuencia supera los
50 Hz, actúa como protección contra
sobretensiones.
Limitador de V/Hz
Compensación de carga Este sistema permite una
caída de tensión en un punto entre el generador.
Esto permite que al tener mas de un generador conectados a la
misma barra, todos aporten de manera pareja potencia reactiva. Es
común en centrales hidráulicas de media potencia y
ciclos combinados. Si en cambio se utiliza un valor invertido del
ajuste del compensador de carga, se puede compensar la
caída de tensión en la reactancia del transformador
elevador de tension. El compensador tiene una resistencia
varialble Rc , y una reactancia inductiva Xc que simula la
impedancia en bornes del generador y el punto en el cual la
tensión es efectivamente controlado. La magnitud de la
tensión compensada, que ingresa al RAT:
Oscilaciones de baja frecuencia en sistemas eléctricos
Existen oscilaciones electromecánicas dentro del sistema
de potencia generadas por grandes y pequeñas
perturbaciones, estas se reflejan en el rotor de la
máquina sincrónica, afectando la potencia generada,
haciendo que se disminuya la transferencia de potencia
eléctrica y pudiendo generar la pérdida del
sincronismo. El análisis mediante los autovalores del
sistema permite determinar los modos de oscilación
presentes en el sistema de potencia, el amortiguamiento y los
generadores que participan. La frecuencia natural y el
amortiguamiento relativo de los modos interárea dependen
en gran medida de la debilidad de la interconexión y el
despacho de potencia entre las áreas de intercambio. El
objetivo de la inclusión de los PSS es extender los
límites de transferencia de potencia, evitar fuertes
oscilaciones en las máquinas y en el sistema de potencia
las cuales pueden disminuir su vida útil y evitar las
indisponibilidades, las cuales afectan al cliente final y los
entes vinculados en el sistema.
Están asociados a la oscilación de un grupo de
maquinas en una parte del sistema en contra de maquinas en otras
partes. Son ocasionados por dos o más grupos de maquinas
acopladas que están interconectadas por vínculos
débiles. Su frecuencia natural de oscilación
está entre 0.1 Hz – 0.7 Hz. Frecuencia natural de
oscilación está en el rango de 1.5Hz – 3Hz Ocurre
entre unidades dentro de una misma planta
Esta asociado con la oscilación de las unidades en la
estación generadora con respecto al resto del sistema de
potencia. Frecuencia de oscilación está
típicamente en el rango de 0.7 Hz – 2 Hz.
Estabilizador de sistemas de potencia (PSS) El PSS tiene como
objetivo cambiar la referencia de tensión de
excitación en el AVR para provocar un cambio en la
potencia eléctrica (Pe), tal que la Potencia acelerante
(Pa) en el eje de la máquina sea cero y no aparezcan
oscilaciones de potencia; esto lo hace entregando una
señal de tensión al AVR. El objetivo de la
aplicación de los estabilizadores de los sistemas de
potencia es mejorar el amortiguamiento de oscilaciones
electromecánicas para determinadas frecuencias, en uno o
más puntos de operación del sistema
Respuesta ante falla en el sistema de la central, considerando:
Ef constante AVR AVR + PSS
Control a Ef constante: la respuesta es pobremente amortiguada,
con mayor error en estado estacionario. Control con AVR de alta
ganancia: la respuesta es inestable, perdiéndose el
sincronismo del generador con el sistema. Control con AVR+PSS: el
estabilizador contribuye al amortiguamiento de las oscilaciones
de potencia eléctrica entre la central y el sistema