Control de Potencia activa y Frecuencia.
¿Que es potencia Activa?
Definición de potencia activa:
La potencia activa, se define como la cantidad de energía eléctrica o trabajo, que se transporta o que se consume en una determinada unidad de tiempo y que efectivamente se aprovecha como potencia útil ya que es el trabajo que la corriente eléctrica es capaz de realizar.
P = V * I * Cos φ √3
Donde:
P Potencia activa (vatios).
V Diferencia se potencial (voltios).
I Intensidad (amperios). Valor medio en un periodo de la potencia instantánea que absorbe un múltiplo de una red eléctrica sinusoidal. Su unidad es el vatio, de símbolo W.
Factor de potencia, de un circuito de corriente alterna, como la relación entre la potencia activa, P, y la potencia aparente, S, o bien como el coseno del ángulo que forman los fasores de la intensidad y el voltaje, designándose en este caso como cosφ, siendo φ el valor del ángulo.
¿Que es Frecuencia eléctrica?
Frecuencia eléctrica.
La frecuencia de la red es el resultado del equilibrio entre la generación y el consumo en tiempo real. Requiere un ajuste permanente de la generación para adaptarse a la demanda. Ello se lleva a cabo gracias a la regulación primaria, secundaria y terciaria, cada una actuando a distintos horizontes temporales.
Control de Potencia activa y Frecuencia.
El satisfacer la demanda actual con la generación es un problema de conversión de energía, que involucra variable eléctricas y mecánicas, la diferencia en tiempos de actuación y en tiempos de repuestas entre las dos tipos de variables, originan variaciones en la velocidad de las maquinas y por tanto, variaciones de frecuencias.
El objeto básico y primario en operaciones de sistemas de potencia es el de mantener el balance entre la maquinas de generación y el consumo total, la velocidad del sistema (f) o mas específicamente un cambio en ellas es un indicativo rápido de que el balance no está siendo satisfecho.
Una frecuencia estacionaria, a cualquier valor que permanezca, indica una igualdad entre la generación y la carga, una frecuencia que este acelerándose significa que la generación es más alta que la carga.
Una frecuencia que este desacelerándose significa que la generación es mas baja que la carga.
Control de frecuencia.
La frecuencia de la onda de tención, al igual que su valor eficaz, es uno de los parámetros que debe permanecer dentro de unos límites estrictos para que el suministro eléctrico se realice en condiciones de calidad aceptables. Variaciones de frecuencia de la frecuencia alejadas del valor nominal pueden provocar el mal funcionamiento de equipos industriales o domésticos. Por ejemplo, algunos motores pueden darse forzados a girar a velocidades distintas de aquella para la que fueron diseñados, estos motores que no funcionen a la frecuencia especificada por el productor. Tenderán a sobrecalentarse y dañarse, y relojes y automatismos que miden el tiempo en función de la frecuencia de alimentación pueden adelantar o atrasar.
La frecuencia de un sistema eléctrico esta estrechamente relacionada con el equilibrio entre generación y carga. En régimen permanente, todos los generadores sincrónicos de una red eléctrica funcionan en sincronismo, es decir, la frecuencia de giro de cualquiera de ellos multiplicada por el número de polos es precisamente la frecuencia eléctrica del sistema. Mientras persiste el régimen permanente, el par acelerado aplicado por cada turbina sobre cada generador sincrónico es igual, descontando las perdidas, al par electromagnético que tiende a frenar la máquina. Si en un momento dado aumenta la carga, es decir la potencia eléctrica demandada en el sistema, entonces aumenta el par electromagnético en los generadores, estos comienzan a frenarse, y la frecuencia eléctrica disminuye progresivamente.
La frecuencia de la onda de tención, al igual que su valor eficaz, es uno de los parámetros que debe permanecer dentro de unos límites estrictos para que el suministro eléctrico se realice en condiciones de calidad aceptables. Variaciones de frecuencia de la frecuencia alejadas del valor nominal pueden provocar el mal funcionamiento de equipos industriales o domésticos. Por ejemplo, algunos motores pueden darse forzados a girar a velocidades distintas de aquella para la que fueron diseñados, estos motores que no funcionen a la frecuencia especificada por el productor. Tenderán a sobrecalentarse y dañarse, y relojes y automatismos que miden el tiempo en función de la frecuencia de alimentación pueden adelantar o atrasar.
La frecuencia de un sistema eléctrico esta estrechamente relacionada con el equilibrio entre generación y carga. En régimen permanente, todos los generadores sincrónicos de una red eléctrica funcionan en sincronismo, es decir, la frecuencia de giro de cualquiera de ellos multiplicada por el número de polos es precisamente la frecuencia eléctrica del sistema. Mientras persiste el régimen permanente, el par acelerado aplicado por cada turbina sobre cada generador sincrónico es igual, descontando las perdidas, al par electromagnético que tiende a frenar la máquina. Si en un momento dado aumenta la carga, es decir la potencia eléctrica demandada en el sistema, entonces aumenta el par electromagnético en los generadores, estos comienzan a frenarse, y la frecuencia eléctrica disminuye progresivamente.
Otra forma de considerar esta dependencia es en términos de balance energético. Mientras un sistema opera en régimen permanente, la potencia mecánica entrante al sistema desde las turbinas es igual a la potencia eléctrica consumida por las cargas, descontando perdidas. Si la potencia eléctrica consumida por las cargas aumenta, pero la potencia mecánica aportada por las turbinas permanece constante, el incremento de demanda solo puede obtenerse de la energía cinética almacenada en las maquinas rotativas. La reducción de la energía cinética en los generadores sincrónicos equivale a la disminución de su velocidad de giro, de modo que cae la frecuencia eléctrica del sistema.
En forma de ejemplo numérico, supongamos un sistema en régimen permanente, con una frecuencia de 60 Hz, en la que se demandan 10000 MW, y en el que la energía cinética almacenada en las maquinas rotativas es Wc = 100000 MJ. Si en un momento dado la demanda aumenta en 100 MW, podemos escribir:
-100 MW = dWcdt (1)
En el instante inicial:
dWcdt = d12Jω2dt = Jω0dωdt = 212Jω02ω0dωdt =
= 2*100000 MJ1ω0dωdt (2)
Donde J es la inercia de todas la maquinas rotativas, ω es la frecuencia en radianes por segundo y ω0 es la frecuencia inicial. Igualando las expresiones 1 y 2, y despejando la variación inicial de la frecuencia respecto a la frecuencia inicial:
1ω0dωdt = -100 MW2*100000 MJ = -0.0005 s-1
Lo cual indica que, en el sistema considerado, un incremento de la demanda de 100 MW, es decir del 1%, provoca que la frecuencia comience a caer a razón de un 0.05% cada segundo, es decir 0.0005 s-1 * 60 Hz = 0.03 Hz/s = 1.8 Hz/min. Si no actúa algún mecanismo corrector, esta pequeña variación de carga provocaría un colapso del sistema en pocos minutos.
Esto indica la importancia o necesidad de un sistema de control que regule la potencia mecánica entrante a los generadores sincrónicos, de manera que la frecuencia del sistema se mantenga estable al variar la demanda. Este sistema de control, que actúa en todos los sistemas eléctricos, trata de mantener una frecuencia que depende de cada sistema y que es, o bien 50 Hz (como en Europa), o 60Hz (Venezuela), la elección entre los 50 y 60 Hz es arbitraria y responde a razones históricas que mas adelante citaremos. Los argumentos más citados a favor de una frecuencia baja (50Hz) son:
* Incremento lineal de la inductancia de las líneas con la frecuencia.
* Mejora del funcionamiento de los motores colectores.
* Disminución de la inducción entre circuitos vecinos con la consiguiente reducción, por ejemplo, de las interferencias telefónicas.
Y a favor de una frecuencia alta (60Hz) son:
* Obtener una iluminación más continua en las lámparas incandescentes.
* Reducción de la sección de hierro necesaria en los circuitos magnéticos de los transformadores.
Un elemento básico para el control de frecuencia-potencia en un sistema eléctrico es el generador sincrónico.
La turbina puede ser de vapor, gas, electrógeno, o agua. La válvula de admisión de la turbina permite regular el flujo entrante de la misma y por lo tanto, la potencia mecánica aportada al generador sincrónico.
Como ya mencionamos el principal problema es que las cargas en el sistema tienen un comportamiento aleatorio, o sea las potencias demandadas no son continuas por lo tanto habrá interferencias en el voltaje como en la frecuencia. Además de este problema de variación de demanda, si la producción del generador es mayor a la demanda de las cargas se producirá un aumento de velocidad de este y viceversa.
Existen tres tipos de variación de frecuencia:
* Variaciones lentas de frecuencia.
* Variaciones bruscas de pequeña amplitud.
* Variaciones bruscas de gran amplitud.
La mayoría de problemas se dan en cuando trabajan las fuentes auxiliares o de emergencia, tienden a generar variaciones en la frecuencia.
Algunas de las principales funciones del control de frecuencia son:
* Se mantenga el equilibrio entre la generación y demanda.
* Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema.
* Se cumplan todos los compromisos de intercambios de energía con la zona vecina.
a) Sistema de control automático de generadores.
Regulación de Frecuencia en un sistema.
En un sistema eléctrico convive una serie de generadores, por lo que la regulación de frecuencia es un aspecto complejo. La sincronización de los generadores es uno de los elementos principales para mantener la frecuencia. Se puede definir el concepto de rigidez de frecuencia, un sistema es rígido si para cambios bruscos de potencia la frecuencia no varia mayormente. El proceso de regulación lleva varios pasos:
Regulación primaria:
La regulación primaria tiene como objetivo corregir automáticamente los desequilibrios instantáneos entre producción y consumo. Se aporta mediante la variación de potencia de los generadores de forma inmediata y autónoma por actuación de los reguladores de velocidad de las turbinas como respuesta a las variaciones de frecuencia.
Existen requerimientos técnicos mínimos si el grupo generador quiere ser un sistema regulador de frecuencia, algunos son:
* Estatismo permanente del 4 y 7 %.
* Banda muerta inferior al 0.1%
* Tiempo de establecimiento del lazo de regulación de velocidad no mayor a 30 segundos.
* Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin la actuación de relés instantáneos de desconexión, entre 47.5 Hz y 52 Hz.
* Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin la actuación de relés temporalizados de desconexión para un ajuste de hasta 20 segundos, entre 48 Hz y 51.5 Hz.
* Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin límite de tiempo, entre 49 Hz y 51 Hz.
Regulación secundaria de frecuencia:
Ante cualquier variación de carga, la acción de control de la rpf permite recuperar el balance entre la potencia consumida y la potencia demandada, pero no logra resolver efectos no deseados como:
* La frecuencia queda desviada respecto a la de referencia.
* El reparto del incremento de carga de los generadores queda determinado por sus estatismos, por lo que en general no se cumplirán lo flujos de potencia programados entre áreas.
Por lo tanto la regulación secundaria de frecuencia o rsf, ejecuta a través de un control denominado Control Automático de Generación (AGC, Automatic Generation Control) es corregir estos dos efectos, devolviendo al sistema a la frecuencia de referencia y manteniendo los flujos de potencia programados.
Regulación terciaria:
Para que la regulación secundaria sea efectiva, las unidades generadoras deben disponer de una reserva suficiente de energía lista para compensar las variaciones de la demanda, esta reserva de energía varia con el tiempo, según el mecanismo de regulación secundaria va disponiendo de ello.
El objeto de la regulación terciaria es la restitución de la reserva de regulación secundaria mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de generadores que pueden estar o no estar acoplados, si bien el margen de tiempo en el que debe actuar (15 minutos) hace difícil que unidades térmicas no conectadas puedan participar en ellas.
b) Control áreas iguales.
El estudio de la estabilidad de sistemas eléctricos corresponde a un área de estudios muy amplia que se relaciona directamente con disciplinas de control y máquinas eléctricas. La estabilidad corresponde a la capacidad de un sistema de desarrollar fuerzas restauradoras iguales o mayores a las fuerzas perturbadoras. Un sistema se mantiene estable en la medida que sus máquinas son capaces de mantenerse en sincronismo.
En particular, Estabilidad Transitoria, se refiere a la habilidad de un sistema eléctrico de potencia de volver al sincronismo (mismo estado de partida o muy cercano) frente a perturbaciones pequeñas y lentas. En este análisis adquiere una gran importancia la curva de ángulo y potencia, que tiene la siguiente forma:
| |
Figura # 1
Para el análisis de estabilidad, se estudia la ecuación de oscilación, que es la ecuación diferencial que describe el movimiento relativo del eje del rotor respecto de los ejes del campo magnético resultante durante una perturbación. Ésta queda expresada de la siguiente forma, si es que se desprecia el efecto del torque amortiguante:
| H | Constante de Inercia [seg] |
| Pe | Potencia eléctrica [pu] |
| Pm | Potencia mecánica [pu] |
| Ws | Velocidad angular eléctrica de sincronismo [rad/seg] |
 | Angulo de carga [rad] |
| t | Tiempo [seg] |
Donde :
c) Despacho económico de cargas.
Se define el CDEC como “organismo encargado de determinar la operación del conjunto interconectado Nacional de instalaciones de Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), incluyendo las centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una confiabilidad prefijada”.
El Despacho Económico de Carga (CDEC) es un grupo integrado que se reúnen para discutir, regular y coordinar las actividades de generación. La entidad administra un parque generador que alcanza los 100 % MW de potencia instalada.
Resumen Fundamental.
Diariamente, un sistema Eléctrico demanda variaciones de potencia que se manifiestan por el desequilibrio entre las cargas y la generación del sistema, este desequilibrio se traduce en desviaciones de su frecuencia nominal, las cuales deben ser corregidas en tiempo real, variando la generación de las unidades. Como parte integral de las Aplicaciones del Sistema de Potencia del Sistema del Centro de Control de Planta San Lorenzo CORPOELEC ENELCO, está el Control Automático de Generación (AGC) el cual es responsable de ajustar la generación de las unidades G3 y G4 de la Central para cumplir los requisitos de generación de Planta San Lorenzo CORPOELEC ENELCO. Para satisfacer en forma eficiente, segura y confiable, la demanda de potencia del Sistema, el AGC en combinación con la función de Despacho Económico, soporta una serie de Modos de Control, por Barras y por unidades, con lo cual se garantiza la seguridad no solamente del Sistema de Potencia sino también de las unidades de generación. El AGC como objetivo principal, varía la potencia activa de salida de las unidades de generación, siguiendo las consignas recibidas del AGC del Despacho de Carga (DDC) de ENELVEN, las cuales son determinadas según la desviación de frecuencia del Sistema de Potencia y enviadas al Sistema Centro de Control (SCC) a través de un enlace de comunicaciones vía microondas o sistema SCADA, usando el protocolo de comunicaciones “Inter Control Center Protocol” (ICCP). La variación de la potencia de salida de las unidades puede también ser determinada directamente en el AGC por la desviación de frecuencia supervisada por el propio AGC de Planta San Lorenzo CORPOELEC ENELCO.
Beneficio complementario.
Control sobre Máquina Sincrónica
· Para una operación satisfactoria de un sistema eléctrico de potencia, la frecuencia y la tensión deben permanecer constantes o casi constantes.
· El control de la potencia activa esta estrechamente relacionado con el control de la velocidad, mediante el gobernador.
· El control de la potencia reactiva esta estrechamente relacionado con el control del voltaje, mediante el sistema de excitación.
Control de áreas iguales.
El algoritmo básico de ACG calcula el error de control de área y asignan la regulación de cada unidad (MW) reconociendo los puntos de operación deseados.
La implementación digital utiliza generalmente de 1 a 4 segundos de período de muestreo.
El monitoreo de seguridad (CORPOELEC ENELVEN UTILIZA EL SISTEMA SCADA) es la identificación en línea de las condiciones de operación del sistema de potencia, y requiere una instrumentación del mismo a una mayor escala y variedad que la requerida por un centro sin esta función.
La función de monitoreo de seguridad chequea la data a tiempo real básicamente para determinar si el sistema de potencia está ``cerca'' o en estado de emergencia. Diferentes criterios y métodos existen y se investigan para definir esta cercanía a el límite de estabilidad o estado de emergencia.
Reconstruir lo más precisamente posible el estatus del sistema a partir de las mediciones a tiempo real tomadas sobre la red y de la topología calculada por la función de monitoreo de seguridad.
El análisis de seguridad consiste en dos funciones.
La primera es determinar si el sistema es en estado normal o de alerta. Esto es conocido como evaluación de contingencia debido a que en la práctica, la seguridad se determina en referencia a un conjunto probable de próximas contingencias.
La segunda función es la de determinar que acción preventiva debería tomarse cuando el sistema está inseguro.
La situación de emergencia a evitar es la sobrecarga de equipos o bajas tensiones en los buses.
Control Supervisorio.
Es una función manual realizada por medio de la interfaces interactivas. Incluye el control supervisorio de interruptores (breackers) (SBC) y dispositivos de regulación de voltaje (SVS). Con SBC los operadores tienen la posibilidad de abrir o cerrar Interruptores para el bote de cargas y restauración de cargas como un tipo de control de emergencias manual.
Hay otras funciones del control supervisorio como el arranque y parada de unidades generadoras.
Despacho Económico (ED)
El cálculo del despacho económico se realiza cada cierto minuto usando un conjunto de ecuaciones que requieren que el costo incremental de la potencia suministrada de cada unidad operacional a un punto de referencia arbitrario sea el mismo para cada unidad.
REFERENCIAS
· Regulación de frecuencia y potencia. Pablo Ledezma. Universidad Carlos III de Madrid.
· Regulación la clave para una protección efectiva. Prolyt power expertise.
· El origen de las frecuencias eléctricas www.Desenchufados.com
· Evaluación de los servicios complementarios.
· Análisis y Control de sistemas Eléctricos de Potencia. GABRIEL ARGUELLO RIOS.
· Manual de Normas y Procedimientos. ENELVEN.
Excelente Tema
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