Control de Frecuencia de Carga (LFC) y Control del Gobernador de Turbina (TGC) en el Sistema Eléctrico
Breve Introducción a las Unidades Generadoras Térmicas
La generación de electricidad depende tanto de fuentes de energía renovables como no renovables. Las unidades generadoras térmicas representan un enfoque convencional para la producción de energía. En estas unidades, combustibles como el carbón, la energía nuclear, el gas natural, los biocombustibles y el biogás se queman dentro de una caldera.
La caldera de una unidad generadora es un sistema extremadamente complejo. En su concepción más simple, puede visualizarse como una cámara cuyas paredes están recubiertas de tubos, a través de los cuales circula agua continuamente. La energía térmica liberada por la combustión del combustible dentro de la caldera se transfiere a este agua. Durante este proceso, el agua se transforma en vapor saturado seco caracterizado por alta presión (que varía desde 150 ksc hasta 380 ksc, dependiendo del diseño) y alta temperatura (entre 530°C y 732°C, según las especificaciones de diseño).
Este vapor saturado luego se alimenta a una turbina, donde se expande y su temperatura disminuye. En este proceso de expansión, el vapor transfiere su energía térmica a la energía rotacional del eje de la turbina. El flujo de vapor hacia la turbina se regula mediante una válvula de control, que está gobernada por el sistema de gobierno de la turbina. Como consecuencia, la potencia activa de salida de la turbina se controla mediante el regulador. La turbina está acoplada a un generador síncrono.
El generador síncrono convierte la energía mecánica de la turbina en energía eléctrica. Los generadores síncronos producen electricidad a voltajes relativamente bajos, típicamente en el rango de 11 kV a 26 kV, a la frecuencia nominal. Este voltaje luego se eleva a 220 kV/400 kV/765 kV mediante un transformador de generación para su transmisión a la red eléctrica. En los estudios de sistemas de potencia, todo este sistema integrado se denomina unidad generadora.
Control del Gobernador de la Turbina (TGC)
Como se mencionó anteriormente, el gobernador regula el flujo de potencia activa hacia la turbina controlando la posición de la válvula de control. Un gobernador hidráulico puede modelarse como un controlador integral que toma retroalimentación de la velocidad real de rotación de la turbina. La figura 1 ilustra la operación del gobernador en modo de control de velocidad.
La velocidad real de la turbina se compara con la velocidad de referencia (correspondiente a la frecuencia nominal de la red). La señal de error de velocidad resultante (∆ωᵣ) se alimenta al gobernador. Basándose en esta señal de error, el gobernador ajusta la posición de la válvula de control: si se detecta una señal de error positiva (indicando que la frecuencia real supera la frecuencia nominal), el gobernador cierra ligeramente la válvula; en cambio, la abre cuando recibe una señal de error negativa.
"R" representa la configuración de caída del gobernador, que generalmente varía entre 3% y 8%. Matemáticamente, se define como:
R = (cambio unitario en la frecuencia) / (cambio unitario en la potencia)
Las configuraciones de caída son cruciales para la operación estable en paralelo de múltiples unidades generadoras, ya que determinan cómo se comparte la carga dentro de un área de control. Las unidades con un valor de caída menor asumirán automáticamente una mayor parte de la carga.
Área de Control
En un sistema de potencia, las unidades generadoras y las cargas se distribuyen a lo largo de vastas regiones geográficas. Para mantener la estabilidad, toda la red se divide en áreas de control más pequeñas (principalmente basadas en la geografía). Esta división permite:
Dentro de un área de control, coexisten múltiples unidades generadoras y cargas. La subdivisión del sistema de potencia en áreas de control sirve varios objetivos clave:
1. Control de Carga y Frecuencia
Este marco permite la aplicación de métodos de control de carga y frecuencia para mantener la frecuencia de la red, un concepto que se explorará en mayor detalle más adelante.
2. Determinación de Intercambios Programados
Si la generación de un área de control no alcanza la demanda de carga, la potencia fluye hacia el área desde áreas de control vecinas a través de líneas de interconexión (y viceversa).
3. Compartición Efectiva de Carga
La demanda de carga varía a lo largo del día (por ejemplo, es menor por la noche, con picos en la mañana y la tarde). Las áreas de control simplifican el proceso de:
Equilibrio de Potencia
La energía eléctrica se consume en tiempo real (no se puede almacenar a gran escala). Por lo tanto, el equilibrio de potencia es un requisito fundamental:
Potencia Generada (P₉) = Demanda de Carga (Pd) + Pérdidas de Transmisión (Pₗ)
Las pérdidas de transmisión suelen representar alrededor del 2% de la potencia generada y a menudo se descuidan al centrarse en el control de la frecuencia. Por simplicidad, aproximamos:
Potencia Generada (P₉) ≈ Demanda de Carga (Pd)
Variación de Frecuencia
La frecuencia de la red fluctúa debido a desajustes entre la demanda de carga y la generación. Mientras que las desviaciones menores se estabilizan por la inercia del sistema, brechas significativas (por ejemplo, viajes de unidades, cambios grandes de carga) pueden causar que la frecuencia varíe ±5%. Los escenarios clave incluyen:
En la mayoría de los casos (por ejemplo, viajes de unidades/líneas, conexión de cargas grandes), la demanda supera la generación, causando que la frecuencia disminuya. Por el contrario, si una línea de transmisión que sirve a una carga grande se desconecta, la generación puede superar la demanda, causando que la frecuencia aumente. Aunque el sistema responde de manera opuesta a estos escenarios, entender las caídas de frecuencia basta para comprender ambos comportamientos.
Por qué Ocurren las Caídas de Frecuencia
Dos comportamientos inherentes del sistema impulsan las caídas de frecuencia:
1. Amortiguamiento de Carga
Los motores de inducción (por ejemplo, ventiladores domésticos, accionamientos industriales) dominan las cargas de la red. Su consumo de potencia es dependiente de la frecuencia: una reducción del 1% en la frecuencia generalmente reduce el consumo de potencia activa en aproximadamente 2% en sistemas grandes. Cuando se conectan nuevas cargas, la frecuencia disminuye, y las cargas de inducción existentes consumen automáticamente menos potencia, mitigando parcialmente la brecha entre la demanda y la generación.
2. Liberación de Energía Cinética de los Conjuntos Turbina-Generador (TG)
Los conjuntos TG convencionales tienen rotores masivos (a menudo >25 toneladas) girando a 3000 RPM (para redes de 50Hz). Cuando la demanda supera la generación, estos rotores suministran temporalmente la energía cinética almacenada (durante 3-5 segundos, dependiendo de la inercia). A medida que los rotores se ralentizan, la frecuencia de la red disminuye.
Control de Frecuencia
El control de carga y frecuencia (LFC) restaura la frecuencia de la red a su valor nominal después de los desajustes entre la demanda y la generación. Existen dos niveles de control:
1. Control de Frecuencia Primario
A nivel de unidad, el sistema de gobierno de la turbina ajusta la velocidad (y, por lo tanto, la frecuencia). Como se mostró anteriormente, cada unidad modula la entrada de vapor en función de las desviaciones de frecuencia. El bucle de control primario completo para una estación generadora se muestra en la figura siguiente.
2. Control de Frecuencia Secundario
Esto implica un control coordinado a través de múltiples unidades en diferentes áreas de control, asegurando la estabilidad de la frecuencia a largo plazo y la compartición óptima de la carga.
Limitaciones del Control de Frecuencia Primario
El control de frecuencia primario solo resulta en una desviación de frecuencia en estado estacionario, influenciada por la característica de caída del gobernador y la sensibilidad de la frecuencia a la carga. Esto ocurre porque las unidades individuales ajustan la velocidad sin considerar dónde se conectan las nuevas cargas o cuánta carga se agrega. Sin tal evaluación contextual, el equilibrio de potencia no se puede restaurar completamente, y la desviación de frecuencia persiste. Después de las acciones de control primario, el error de frecuencia en estado estacionario puede ser positivo o negativo.
Control de Frecuencia Secundario
Restaurar la frecuencia del sistema a su valor nominal requiere el control secundario, que tiene en cuenta las ubicaciones de las nuevas cargas y ajusta los puntos de referencia para las unidades seleccionadas. Cuando la carga aumenta en un área de control, la generación dentro de esa área debe aumentar para:
Para lograr esto:
Una vez emitidos los nuevos puntos de referencia de carga, las unidades comienzan a ajustar la generación. Debido a la naturaleza mecánica de la producción de potencia, lleva 25-30 minutos para que las unidades alcancen sus salidas programadas. Cuando todas las estaciones generadoras alcanzan la generación objetivo, se restablece el equilibrio de potencia y la frecuencia vuelve a ser nominal.
La respuesta general del sistema con el control de frecuencia primario y secundario puede entenderse por el gráfico a continuación.
Respuesta del Sistema a un Aumento de Carga (A-B-C-D)
A-B: Liberación Transitoria de Energía Cinética
Antes del punto A, el sistema opera en equilibrio de potencia. En el punto A, la carga aumenta súbitamente de P₀ a P₀ + ∆P. Ocurre un retraso de 3-5 segundos antes de que el gobernador responda. Durante este intervalo, la energía cinética almacenada en el rotor suministra la carga excesiva, causando que la velocidad del rotor disminuya y la frecuencia caiga a un valor mínimo f₁.
B-C: Acción del Control de Frecuencia Primario
A los ~5 segundos, el gobernador inicia el control de velocidad, aumentando la entrada de vapor para restaurar la velocidad del rotor. Esta fase dura 20-25 segundos (dependiendo de la magnitud de la caída de frecuencia). Como se discutió, el control primario solo deja un error de frecuencia en estado estacionario ∆f debido a la caída del gobernador.
C-D: Control de Frecuencia Secundario (Activación del AGC)
Una vez que la frecuencia se estabiliza, el control secundario (mediante AGC) ajusta la generación para las unidades seleccionadas en cada área de control. Este proceso considera:
Los ajustes de generación están limitados por las tasas de rampa de diseño de las unidades, llevando varios minutos para completarse. Una vez finalizados, los intercambios programados vuelven a los valores precalculados, y el sistema logra un nuevo equilibrio de potencia con frecuencia nominal.
