Control de Frecuencia de Carga (LFC) & Control do Gobernador da Turbina (TGC) no Sistema Eléctrico
Breve introdución ás unidades xeradoras térmicas
A xeración de electricidade depende tanto de recursos enerxéticos renovables como non renovables. As unidades xeradoras térmicas representan un enfoque convencional para a produción de enerxía. Nestas unidades, combustibles como o carón, a enerxía nuclear, o gas natural, os biocombustibles e o biogás son quimados dentro dunha caldera.
A caldera dunha unidade xeradora é un sistema extremadamente complexo. Na súa concepción máis simple, pode visualizarse como unha cámara cuxas paredes están forradas con tubos, polo que circula continuamente auga. A enerxía térmica liberada pola combustión do combustible dentro da caldera transfírese a esta auga. Durante este proceso, a auga transformase en vapor saturado seco caracterizado por alta presión (que varía entre 150 ksc e 380 ksc, dependendo do deseño) e alta temperatura (entre 530°C e 732°C, segundo as especificacións de deseño).
Este vapor saturado alimentase entón a unha turbina, onde se expande e a súa temperatura desce. Neste proceso de expansión, o vapor transfírese a enerxía térmica á enerxía rotacional do eixe da turbina. O fluxo de vapor á turbina regúlase mediante unha válvula de control, que está gobernada polo sistema de regulación da turbina. Como consecuencia, a potencia activa de saída da turbina controlase polo regulador. A turbina acoplase a un xerador síncrono.
O xerador síncrono converte a enerxía mecánica da turbina en enerxía eléctrica. Os xeradores síncronos producen electricidade a voltaxes relativamente baixos, típicamente no rango de 11 kV a 26 kV, na frecuencia nominal. Este voltaxe aumentase entón a 220 kV/400 kV/765 kV por un transformador xerador para a transmisión á rede eléctrica. Nos estudos do sistema eléctrico, todo este sistema integrado denomínase unidade xeradora.
Control do Regulador da Turbina (TGC)
Como mencionouse anteriormente, o regulador regula o fluxo de potencia activa á turbina controlando a posición da válvula de control. Un regulador hidráulico pode modelarse como un controlador integral que toma retroalimentación da velocidade real de rotación da turbina. A figura 1 ilustra a operación do regulador no modo de control de velocidade.
A velocidade real da turbina compárase coa velocidade de referencia (correspondente á frecuencia nominal da rede). A sinal de erro de velocidade resultante (∆ωᵣ) alimentase entón ao regulador. Basándose nesta sinal de erro, o regulador axusta a posición da válvula de control: se detecta unha sinal de erro positiva (indicando que a frecuencia real excede a frecuencia nominal), o regulador pecha ligeramente a válvula; ao contrario, abre a válvula cando recibe unha sinal de erro negativa.
"R" representa a configuración de pendente do regulador, que xeralmente varía entre o 3% e o 8%. Matematicamente, defínese como:
R = (cambio unitario na frecuencia) / (cambio unitario na potencia)
As configuracións de pendente son cruciais para a operación estable en paralelo de múltiples unidades xeradoras, xa que determinan como se compartida a carga dentro dunha área de control. As unidades con un valor de pendente menor asumirán automaticamente unha maior parte da carga.
Área de Control
No sistema eléctrico, as unidades xeradoras e as cargas distribúense por extensas rexións xeográficas. Para manter a estabilidade, a rede completa divide-se en áreas de control máis pequenas (principalmente baseadas na xeografía). Esta división permite:
Dentro dunha área de control, coexisten múltiples unidades xeradoras e cargas. A subdivisión do sistema eléctrico en áreas de control serve varios obxectivos clave:
1. Control de Frecuencia de Carga
Este marco permite a aplicación de métodos de control de frecuencia de carga para manter a frecuencia da rede, un concepto que se explora con maior detalle máis adiante.
2. Determinación de Intercambios Programados
Se a xeración dunha área de control non alcanza a demanda de carga, a potencia fluye á área desde áreas de control veciñas a través de liñas de conexión (e viceversa).
3. Compartición Efectiva de Carga
A demanda de carga varía a lo largo do día (por exemplo, menor durante a noite, alcanzando picos pela mañá e tarde). As áreas de control simplifican o proceso de:
Balance de Potencia
A enerxía eléctrica consúmese en tempo real (non se pode almacenar a gran escala). Polo tanto, o balance de potencia é un requisito fundamental:
Potencia Xerada (P₉) = Demanda de Carga (Pd) + Pérdidas de Transmisión (Pₗ)
As perdas de transmisión tipicamente supón o ~2% da potencia xerada e adoitan ignorarse cando se centra no control de frecuencia. Por simplicidade, aproximamos:
Potencia Xerada (P₉) ≈ Demanda de Carga (Pd)
Variación de Frecuencia
A frecuencia da rede fluctúa debido a desacordos entre a demanda de carga e a xeración. Mientras que as desviacións menores estabilízanse pola inercia do sistema, diferenzas significativas (como cortes de unidades ou cambios grandes de carga) poden causar que a frecuencia varíe en ±5%. Os escenarios clave inclúen:
En moitos casos (como cortes de unidades/linhas, conexión de grandes cargas), a demanda supera a xeración, provocando que a frecuencia desciña. Ao contrario, se unha liña de transmisión que sirve a unha grande carga corta, a xeración pode superar a demanda, causando que a frecuencia suba. Aínda que o sistema responde de forma oposta a estes escenarios, entender as caídas de frecuencia basta para comprender ambos os comportamentos.
Por qué ocorren as caídas de frecuencia
Dois comportamentos intrínsecos do sistema provocan as caídas de frecuencia:
1. Amortiguación da Carga
Os motores de indución (como os ventiladores domésticos, impulsionadores industriais) dominan as cargas da rede. O seu consumo de potencia depende da frecuencia: unha redución do 1% na frecuencia xeralmente reduce o consumo de potencia activa en ~2% en sistemas grandes. Cando se conectan novas cargas, a frecuencia desciñe, e as cargas de inducción existentes consumen automaticamente menos potencia, mitigando parcialmente a brecha entre a demanda e a xeración.
2. Liberación de Enerxía Cinética dos Conxuntos Turbina - Xerador (TG)
Os conxuntos TG convencionais teñen rotores masivos (xeralmente >25 toneladas) que xiran a 3000 RPM (para redes de 50Hz). Cando a demanda supera a xeración, estes rotores suministran temporalmente a enerxía cinética almacenada (durante 3-5 segundos, dependendo da inercia). A medida que os rotores desaceleran, a frecuencia da rede desciñe.
Control de Frecuencia
O control de frecuencia de carga (LFC) restablece a frecuencia da rede ao seu valor nominal despois de desacordos entre a demanda e a xeración. Existen dous niveis de control:
1. Control de Frecuencia Primario
Ao nivel da unidade, o sistema de regulación da turbina axusta a velocidade (e, polo tanto, a frecuencia). Como se mostrou anteriormente, cada unidade modula a entrada de vapor en función das desviacións de frecuencia. O ciclo completo de control primario para unha central xeradora ilústrase na figura a seguir.
2. Control de Frecuencia Secundario
Isto implica un control coordinado a través de múltiples unidades en diferentes áreas de control, asegurando a estabilidade de frecuencia a longo prazo e a compartición óptima de carga.
Limitacións do Control de Frecuencia Primario
O control de frecuencia primario só resulta nunha desviación de frecuencia en estado estacionario, influenciada pola característica de pendente do regulador e a sensibilidade de frecuencia da carga. Isto ocorre porque as unidades individuais axustan a velocidade sen considerar onde están conectadas as novas cargas ou cantidade de carga que se engade. Sen tal avaliación contextual, o balance de potencia non pode restaurarse completamente, e a desviación de frecuencia persiste. Despois das accións de control primario, o erro de frecuencia en estado estacionario pode ser positivo ou negativo.
Control de Frecuencia Secundario
Restaurar a frecuencia do sistema ao seu valor nominal require control secundario, que ten en conta as novas localizacións de carga e axusta os puntos de referencia seleccionados para as unidades. Cando a carga aumenta nunha área de control, a xeración dentro desta área debe aumentar para:
Para lograr isto:
Unha vez emitidos os novos puntos de referencia de carga, as unidades comezan a axustar a xeración. Debido á natureza mecánica da produción de potencia, leva 25-30 minutos para que as unidades alcancen as súas xeracións programadas. Cando todas as centrais xeradoras alcanzan a xeración obxectivo, o balance de potencia restablecese, e a frecuencia volve ao nominal.
A resposta global do sistema co control de frecuencia primario e secundario pode entenderse a través do gráfico a seguir.
Resposta do Sistema a un Aumento de Carga (A-B-C-D)
A-B: Libración de Enerxía Cinética Temporal
Antes do punto A, o sistema opera en balance de potencia. No punto A, a carga aumenta súbitamente de P₀ a P₀ + ∆P. Ocorre un retraso de 3-5 segundos antes de que o regulador responda. Durante este intervalo, a enerxía cinética almacenada no rotor suministra a carga excedente, provocando que a velocidade do rotor desciña e a frecuencia caia a un valor mínimo f₁.
B-C: Acción de Control de Frecuencia Primario
A uns 5 segundos, o regulador inicia o control de velocidade, aumentando a entrada de vapor para restaurar a velocidade do rotor. Esta fase dura 20-25 segundos (dependendo da magnitude da caída de frecuencia). Como se discutió, o control primario só deixa un erro de frecuencia en estado estacionario ∆f debido á pendente do regulador.
C-D: Control de Frecuencia Secundario (Activación do AGC)
Unha vez que a frecuencia estabiliza, o control secundario (mediante AGC) axusta a xeración para unidades seleccionadas en cada área de control. Este proceso ten en conta:
Os axustes de xeración limitanse polas taxas de rampa de deseño das unidades, levando varios minutos para completarse. Unha vez finalizados, os intercambios programados volven aos valores precalculados, e o sistema alcanza un novo balance de potencia coa frecuencia nominal.
