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): Sub Ante 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):
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.
| Página siguiente |