7. Los controladores de estado normales
En la sección 4 indicamos las cuatro condiciones que deben cumplirse para que el sistema permanezca en su estado normal. La forma obvia de mantener un equilibrio de potencia perfecto en cada bus sería mantener continuamente las potencias generadas, PGi y QGi en equilibrio con las potencias de carga cambiantes Pli y Qli. Esto mantendría todos los ΔP y ΔQ; a niveles cero y, por lo tanto, todos los voltajes de bus y potencias de línea a valores constantes.
Esto, por supuesto, no es deseable ni posible. No es deseable porque las potencias de línea constantes vencerían el verdadero propósito de las líneas de transmisión, que es hacer posible.
8. El circuito regulador de voltaje automático
Según el tamaño y el tipo de generador, los sistemas de excitación vienen en varios modelos diferentes. Aquí señalamos brevemente algunas de las características más importantes, que son típicas de la mayoría de los bucles AVR.
Como se muestra en la Fig. 5, el voltaje del bus se mide a través de un transformador de potencial (PT). Después de la rectificación y el filtrado, la salida se compara con una referencia. El voltaje de error resultante, después de la amplificación, sirve como entrada a un excitador que se alimenta directamente al campo del generador. Una caída en el voltaje del terminal provoca un aumento en la corriente de campo. Esto aumenta la salida de potencia reactiva de la máquina y tiende a compensar la caída de voltaje inicial.
El amplificador, el excitador y el circuito de campo representan cada uno constantes de tiempo separadas, alcanzando valores de hasta 5-10 segundos. Las tres constantes de tiempo agregan los tres polos de bucle abierto reales y negativos marcados con a, byc en la Fig. 6. Habrá tres loci de raíz de bucle cerrado y tres polos de bucle cerrado, este último marcado con A, B y C en el misma figura.
9. El control automático de frecuencia de carga
En realidad no hay un bucle ALFC sino dos, designados "primario" y "secundario" en la fig. 5. El propósito de estos dos bucles es lograr un equilibrio de potencia real o "seguimiento de carga" en el sistema. Así como el bucle AVR logra un equilibrio Q manteniendo un voltaje constante, los bucles ALFC logran un equilibrio P manteniendo una frecuencia constante.
Sin embargo, hay una diferencia importante. El bucle AVR puede mantener un equilibrio Q perfecto solo en aquellos buses que están controlados por voltaje. Los bucles ALFC mantienen principalmente el equilibrio P en los buses del generador, pero debido a que la frecuencia es la misma en todo el sistema, por lo tanto, colectivamente, logran el equilibrio P en todo el sistema.
Para comprender el funcionamiento de los bucles ALFC, debemos revisar brevemente el mecanismo por el cual el generador suministra energía a la red. Considere así el generador en la Fig. 5 para operar en su estado normal. Entrega la energía eléctrica constante, PG "megavatios, a la red.
A través de un mecanismo bastante complejo las corrientes del generador y el campo magnético del rotor crean un par de desaceleración electromecánico constante TG que está relacionado con la potencia del generador a través de la ecuación
10. El modelado matemático primario de bucles ALFC
El propósito de este circuito es lograr el ajuste más rápido posible de la potencia de la turbina en respuesta a un cambio en la frecuencia. Con este fin, el regulador de velocidad mide continuamente la frecuencia (o velocidad) y produce una potencia de potencia, P., de forma lineal.
13.
El bucle ALFC secundario
El bucle ALFC primario produciría
una caída de frecuencia de aproximadamente 3 Hz entre cero y carga completa del
generador. Esta pobre precisión es completamente insatisfactoria. Aquí es donde
el bucle entra en la imagen. Se realiza lento "restablecer" los
ajustes de la frecuencia cambiando el comando de potencia de referencia Pref:
La parte punteada de la Fig.
7 muestra cómo se puede lograr esto mejor mediante un bucle integrador de baja
ganancia.
Después de un aumento
repentino de la carga, AP, la salida de la turbina, AP, se incrementa a un
nuevo valor tan rápido como lo permita el bucle ALFC primario. Como notamos, la
respuesta de la turbina marca el ritmo. Sin embargo, nos queda un error de
frecuencia negativo considerable, que ahora causa una salida de integrador
positivo de crecimiento lento y un aumento correspondiente en la configuración
de referencia de potencia. Mientras que la respuesta del bucle primario termina
en segundos, el ajuste fino secundario puede tomar del orden de un minuto y no
se detendrá hasta que el error de frecuencia sea cero.
14.
Extensión a los sistemas de "áreas múltiples"
El modelo de bucle en la
Fig. 7 es estrictamente válido para un solo generador solamente. Hemos notado que
la dinámica de frecuencia es relativamente lenta. Esto tiende a hacer que todo
un grupo de generadores se mueva al unísono, o de manera coherente lo que nos
permite representarlos a todos con la misma A Por T esta razón es común dejar
que el modelo de la Fig. 7 represente a "área" completa que en la
práctica típicamente puede abarcar todo un sistema de energía.
Si esta "área" a
través de líneas de conexión está conectada a un vecino "áreas" luego
hablamos de dinámicas de áreas múltiples. En tales situaciones, todos los
comandos de potencia se ejecutan al unísono entre todos los generadores que
están bajo control. Si cada generador en el área tiene el mismo porcentaje de
"regulación", entonces cada generador participará en proporción a su
calificación.
15.
Diseño óptimo de LQR
Los bucles AVR y ALFC se
derivaron como la suma de la no interacción total. Sin embargo, existe un
acoplamiento cruzado entre los canales, que en ciertas circunstancias tendrá
efectos notables, a veces de naturaleza muy perjudicial (ref. 3, cap. 9). Por
ejemplo, a veces áreas enteras comenzarán a oscilar a frecuencias alrededor de
1 Hz. Las oscilaciones se muestran en potencias de frecuencia y línea de enlace
y pueden crecer a niveles cuando se produce la ionización desincronizada. En
principio, no es difícil expandir los modelos matemáticos para dar cuenta de
estos fenómenos. Sin embargo, los modelos se vuelven de alta dimensionalidad y
el diseño de control clásico se vuelve difícil.
16.
Controles de emergencia
Todas las discusiones
anteriores se han referido a bucles de control que están destinados a mantener
el sistema de energía en su estado normal. En la secta. 5 indicamos cómo los
eventos en cascada, o las contingencias múltiples, pueden llevar el sistema de
energía a un estado de emergencia, que si no se controla adecuadamente puede
deteriorarse a un estado extremo. Debido a la lenta respuesta de la turbina,
los bucles ALFC son ineficaces en emergencias.
Los bucles AVR son más
rápidos, pero la potencia de excitación limitada hace que incluso estos bucles
sean esencialmente inútiles.
Los componentes del sistema
de energía, especialmente los generadores, son muy caros y el objetivo
principal de los controles de emergencia es evitar daños al equipo. Por esta
razón, siempre se encuentra una primera línea de defensa que consiste en
dispositivos de protección organizados en sistemas de protección de la unidad.
Por ejemplo, los
generadores, transformadores, líneas y autobuses tienen sus propios
dispositivos de protección de sujeción especializados, que en su mayoría están
configurados para funcionar en modo presente o en bucle abierto.
Típicamente, un relé detecta
la falla e inicia un disparo del interruptor de circuito. Es importante que el
viaje implique por lo tanto tienen alta selectividad. Los microprocesadores
están encontrando un uso cada vez mayor en el diseño moderno de relés.
El segundo objetivo de los
controles de emergencia es realizar la recarga automática de los componentes.
Por ejemplo, después del disparo de una línea en la mayoría de los casos, el
cortocircuito se curará "en una fracción de segundo y la línea después de
la ejecución hipotecaria puede funcionar normalmente. El cierre debe realizarse
rápida y automáticamente para tener éxito.
El tercer objetivo del
control de emergencia es evitar que el sistema se desincronice, es decir, se
rompa en partes.
Se dice que un sistema es
transitorio estable para una perturbación particular si los rotores del
generador, después de las oscilaciones angulares transitorias iniciales,
tienden a mantenerse unidos. Es posible que el sistema en sí no tenga una
sincronización suficientemente fuerte pegamento y luego será necesario insertar
de forma temporal componentes diseñados para mejorar la estabilidad.
El cuarto y último objetivo
de los controles de emergencia es salvar una frecuencia en deterioro.
17.
Control de estabilidad- Enfoque clásico transitorio
En condiciones normales, la
potencia de la turbina, el PT y la potencia del generador, PG,
están en equilibrio y la unidad del generador de la turbina está funcionando a
velocidad constante. Durante las perturbaciones de fallas mayores, el PT
permanece aproximadamente constante, mientras que el PG sufre
cambios repentinos y grandes. El post falla diferente potencia PT -
PG. dependiendo del signo, acelerará o desacelerará la unidad. Las aceleraciones
de las unidades generadoras se derivan de las ecuaciones de oscilación.
18. Control de estabilidad transitoria: nuevos enfoques
Considere ahora la siguiente cadena alternativa de eventos.
En el momento del disparo de línea, el disyuntor número 2 inserta una resistencia de frenado R. de 300 MW. En el mismo instante, 300 MW de la carga en el bus número 2 se desconecta de forma rápida. Estas operaciones de interruptor restaurarán el equilibrio de potencia en cada unidad giratoria, evitando así aceleraciones angulares severas. En el momento posterior, cuando se produce un cierre de línea, la resistencia de freno se desconecta y la carga se restablece en el bus 2.
El uso combinado de resistencia de freno y salto de carga " Obviamente es un enfoque más activo para preservar la estabilidad transitoria. Para que este tipo de control sea efectivo, las decisiones de control deben tomarse rápidamente. Los controladores también deben ser robustos, ya que deben funcionar en condiciones de falla muy diferentes.
19. Control de frecuencia y dinámica a largo plazo
Después de una falla mayor, la estabilidad transitoria generalmente se determina en uno o varios segundos. Incluso si el sistema permanece sincronizado inicialmente, a menudo ocurren problemas inducidos por fallas que se dan a conocer en varios segundos o posiblemente minutos y que darán lugar a una dinámica de frecuencia a largo plazo.
Por ejemplo, el disparo de línea en el ejemplo anterior puede causar oscilaciones de voltaje tan severas que el motor de la bomba de agua de alimentación se disparará, por lo que será necesario sacar G2 del servicio, creando así una escasez de generación de 200 MW en todo el sistema. Si el sistema fuera parte de un grupo de energía, la energía de soporte fluiría inmediatamente sobre las líneas de conexión. Si el sistema funciona solo, los 200 megavatios se tomarán del almacenamiento cinético, lo que provocará un rápido deterioro de la frecuencia. El equilibrio de potencia debe restaurarse rápidamente y el desprendimiento de carga permanente será a menudo el último recurso. Puede ser realizado manualmente por el operador o automáticamente por orden de los relés de baja frecuencia.
La simulación de la dinámica de frecuencia podría. Teóricamente, se realizará ampliando la integración de las ecuaciones de oscilación, ahora reescritas en la forma de frecuencia de:
20. Tendencias futuras
En esta breve exposición del control del sistema de potencia, nos hemos centrado en el control del estado normal y de emergencia a la optimización de recursos, mejora de seguridad y problemas como los más relevantes desde el punto de vista del operador. Otros problemas importantes de control relacionados con la protección del medio ambiente han sido excluidos debido a la limitación de espacio. Debido a las enormes inversiones de capital, los cambios en la tecnología de los sistemas de energía tienden a ser de naturaleza evolutiva más que revolucionaria. Actualmente Identificar algunas de las áreas que probablemente estarán sujetas a una mayor atención futura por parte de los investigadores de control y sistemas.
El gráfico de la Fig. 2 muestra uno de los problemas básicos que enfrenta la disparidad del planificador de sistemas de energía entre la carga máxima y mínima, lo que resulta, en promedio, en equipos de generación de baja utilización. En una era energética anterior y más abundante, las empresas de electricidad nunca intentaron interferir con los hábitos de uso de energía del cliente.
Sin embargo, agregar nueva capacidad de generación es extremadamente costoso tanto en términos monetarios como ambientales. Al reducir los picos de demanda, es posible cancelar o al menos posponer durante varios años la construcción de nuevas plantas y / o la instalación de costosas unidades de picos. El control de la demanda de energía, o la gestión de la carga, se ha convertido en un tema de alta prioridad en la agenda de ingeniería de la mayoría de las industrias de servicios.
