Controle de Frequência de Carga (LFC) & Controle do Regulador da Turbina (TGC) no Sistema de Energia Elétrica
Breve Introdução às Unidades Geradoras Térmicas
A geração de eletricidade depende tanto de recursos energéticos renováveis quanto não renováveis. As unidades geradoras térmicas representam uma abordagem convencional para a produção de energia. Nesses sistemas, combustíveis como carvão, energia nuclear, gás natural, biocombustível e biogás são queimados dentro de uma caldeira.
A caldeira de uma unidade geradora é um sistema extremamente complexo. Em sua concepção mais simples, pode ser visualizada como uma câmara cujas paredes são revestidas de tubos, através dos quais a água circula continuamente. A energia térmica liberada pela combustão do combustível dentro da caldeira é transferida para essa água. Durante esse processo, a água é transformada em vapor saturado seco, caracterizado por alta pressão (que varia de 150 ksc a 380 ksc, dependendo do design) e alta temperatura (entre 530°C e 732°C, conforme as especificações de design).
Este vapor saturado é então alimentado em uma turbina, onde se expande e sua temperatura diminui. Nesse processo de expansão, o vapor transfere sua energia térmica para a energia rotacional do eixo da turbina. O fluxo de vapor para a turbina é regulado por uma válvula de controle, que é governada pelo sistema de regulação da turbina. Consequentemente, a potência ativa de saída da turbina é controlada pelo regulador. A turbina está acoplada a um gerador síncrono.
O gerador síncrono converte a energia mecânica da turbina em energia elétrica. Os geradores síncronos produzem eletricidade em tensões relativamente baixas, tipicamente no intervalo de 11 kV a 26 kV, na frequência nominal. Esta tensão é então elevada para 220 kV/400 kV/765 kV por um transformador de geração para transmissão na rede elétrica. Nos estudos de sistemas de energia, este sistema integrado é referido como unidade geradora.
Controle do Regulador da Turbina (TGC)
Como mencionado anteriormente, o regulador controla o fluxo de potência ativa para a turbina, ajustando a posição da válvula de controle. Um regulador hidráulico pode ser modelado como um controlador integral que recebe feedback da velocidade real de rotação da turbina. A Figura 1 ilustra a operação do regulador no modo de controle de velocidade.
A velocidade real da turbina é comparada com a velocidade de referência (correspondente à frequência nominal da rede). O sinal de erro de velocidade resultante (∆ωᵣ) é então alimentado ao regulador. Com base neste sinal de erro, o regulador ajusta a posição da válvula de controle: se for detectado um sinal de erro positivo (indicando que a frequência real excede a frequência nominal), o regulador fecha ligeiramente a válvula; inversamente, abre a válvula quando um sinal de erro negativo é recebido.
"R" representa a configuração de declive do regulador, geralmente variando de 3% a 8%. Matematicamente, é definido como:
R = (variação percentual na frequência) / (variação percentual na potência)
As configurações de declive são cruciais para a operação paralela estável de várias unidades geradoras, pois determinam como a carga é compartilhada dentro de uma área de controle. Unidades com um valor de declive menor assumirão automaticamente uma maior parcela da carga.
Área de Controle
Em um sistema de energia, as unidades geradoras e as cargas estão distribuídas por vastas regiões geográficas. Para manter a estabilidade, toda a rede é dividida em menores áreas de controle (principalmente com base na geografia). Essa divisão permite:
Dentro de uma área de controle, coexistem múltiplas unidades geradoras e cargas. A subdivisão do sistema de energia em áreas de controle serve a vários objetivos-chave:
1. Controle de Frequência de Carga
Esta estrutura permite a aplicação de métodos de controle de frequência de carga para manter a frequência da rede, um conceito explorado em maior detalhe posteriormente.
2. Determinação de Interconexões Programadas
Se a geração de uma área de controle for insuficiente para atender à demanda de carga, a energia flui para a área de controle de áreas vizinhas através de linhas de interligação (e vice-versa).
3. Compartilhamento Efetivo de Carga
A demanda de carga varia ao longo do dia (por exemplo, menor à noite, atingindo picos de manhã e à noite). As áreas de controle simplificam o processo de:
Equilíbrio de Potência
A energia elétrica é consumida em tempo real (não pode ser armazenada em larga escala). Portanto, o equilíbrio de potência é um requisito fundamental:
Potência Gerada (P₉) = Demanda de Carga (Pd) + Perdas de Transmissão (Pₗ)
As perdas de transmissão geralmente representam ~2% da potência gerada e são frequentemente negligenciadas ao se concentrar no controle de frequência. Para simplificar, aproximamos:
Potência Gerada (P₉) ≈ Demanda de Carga (Pd)
Variação de Frequência
A frequência da rede flutua devido a desajustes entre a demanda de carga e a geração. Embora pequenas variações sejam estabilizadas pela inércia do sistema, grandes lacunas (por exemplo, desligamentos de unidades, mudanças bruscas de carga) podem causar variações de ±5% na frequência. Principais cenários incluem:
Na maioria dos casos (por exemplo, desligamentos de unidades/linhas, conexão de grandes cargas), a demanda excede a geração, fazendo com que a frequência caia. Inversamente, se uma linha de transmissão que serve uma grande carga desliga, a geração pode exceder a demanda, fazendo com que a frequência suba. Embora o sistema responda de forma oposta a esses cenários, compreender as quedas de frequência é suficiente para entender ambos os comportamentos.
Por que as Quedas de Frequência Ocorrem
Dois comportamentos inerentes do sistema impulsionam as quedas de frequência:
1. Amortecimento de Carga
Motores de indução (por exemplo, ventiladores domésticos, acionamentos industriais) dominam as cargas da rede. Seu consumo de potência é dependente da frequência: uma redução de 1% na frequência geralmente reduz o consumo de potência ativa em ~2% em sistemas grandes. Quando novas cargas se conectam, a frequência cai, e as cargas de indução existentes automaticamente consomem menos potência, parcialmente mitigando a lacuna entre demanda e geração.
2. Liberação de Energia Cinética de Conjuntos Turbina-Gerador (TG)
Conjuntos TG convencionais têm rotores maciços (geralmente >25 toneladas) girando a 3000 RPM (para redes de 50Hz). Quando a demanda excede a geração, esses rotores fornecem temporariamente a energia cinética armazenada (por 3-5 segundos, dependendo da inércia). À medida que os rotores desaceleram, a frequência da rede cai.
Controle de Frequência
O controle de frequência de carga (LFC) restaura a frequência da rede ao seu valor nominal após desajustes entre demanda e geração. Existem dois níveis de controle:
1. Controle Primário de Frequência
No nível da unidade, o sistema de regulação da turbina ajusta a velocidade (e, portanto, a frequência). Como mostrado anteriormente, cada unidade modula a entrada de vapor com base nas variações de frequência. O loop de controle primário completo para uma estação geradora é ilustrado na figura abaixo.
2. Controle Secundário de Frequência
Isso envolve o controle coordenado entre múltiplas unidades em diferentes áreas de controle, garantindo a estabilidade de frequência a longo prazo e o compartilhamento ótimo de carga.
Limitações do Controle Primário de Frequência
O controle primário de frequência sozinho resulta em uma variação de frequência em estado estacionário, influenciada pela característica de declive do regulador e pela sensibilidade de frequência de carga. Isso ocorre porque as unidades individuais ajustam a velocidade sem considerar onde novas cargas estão conectadas ou quanto de carga foi adicionada. Sem tal avaliação contextual, o equilíbrio de potência não pode ser totalmente restaurado, e a variação de frequência persiste. Após as ações de controle primário, o erro de frequência em estado estacionário pode ser positivo ou negativo.
Controle Secundário de Frequência
Restaurar a frequência do sistema ao seu valor nominal requer controle secundário, que leva em conta as novas localizações de carga e ajusta os pontos de referência para unidades selecionadas. Quando a carga aumenta em uma área de controle, a geração dentro dessa área deve aumentar para:
Para alcançar isso:
Uma vez emitidos os novos pontos de referência de carga, as unidades começam a ajustar a geração. Devido à natureza mecânica da produção de energia, leva 25-30 minutos para as unidades atingirem suas saídas programadas. Quando todas as estações geradoras atingem a geração alvo, o equilíbrio de potência é restabelecido, e a frequência retorna ao nominal.
A resposta geral do sistema com o controle primário e secundário de frequência pode ser compreendida pelo gráfico abaixo.
Resposta do Sistema ao Aumento de Carga (A-B-C-D)
A-B: Liberação Transitória de Energia Cinética
Antes do ponto A, o sistema opera em equilíbrio de potência. No ponto A, a carga aumenta repentinamente de P₀ para P₀ + ∆P. Ocorre um atraso de 3-5 segundos antes que o regulador responda. Durante este intervalo, a energia cinética armazenada no rotor fornece a carga excessiva, fazendo com que a velocidade do rotor diminua e a frequência caia para um valor mínimo f₁.
B-C: Ação do Controle Primário de Frequência
Após cerca de 5 segundos, o regulador inicia o controle de velocidade, aumentando a entrada de vapor para restaurar a velocidade do rotor. Esta fase dura 20-25 segundos (dependendo da magnitude da queda de frequência). Como discutido, o controle primário sozinho deixa um erro de frequência em estado estacionário ∆f devido ao declive do regulador.
C-D: Controle Secundário de Frequência (Ativação do AGC)
Uma vez que a frequência se estabiliza, o controle secundário (via AGC) ajusta a geração para unidades selecionadas em cada área de controle. Este processo considera:
Os ajustes de geração são limitados pelas taxas de rampa de design das unidades, levando vários minutos para serem concluídos. Uma vez finalizados, as interconexões programadas retornam aos valores pré-calculados, e o sistema alcança um novo equilíbrio de potência com a frequência nominal.
