Operación en Régimen Permanente (OCT06)

Operación en Régimen Permanente (OCT06)
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Operación en Régimen Permanente
Curso: Operación en Régimen Permanente Objetivo: Operar Generadores Sincrónicos en régimen permanente, verificando los límites de carga a través de los diagramas P-Q, y las características de las máquinas y equipos asociados. Código del curso: OCT06 Grupo objetivo o destinatario: Operador de centrales termoeléctricas. 2

Unidad 1: Generadores Sincrónicos como parte del sistema Objetivo: Entregar conocimientos básicos acerca de los generadores sincrónicos como parte de un Sistema Eléctrico Interconectado. Descripción de los generadores sincrónicos Operación de generadores sincrónicos en Sistemas Eléctricos Interconectados. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. El generador sincrónico es un convertidor de energía mecánica en energía eléctrica . Estructura física del generador sincrónico La estructura de la máquina tiene dos componentes principales: estator y rotor separados por un entrehierro. Estator o armadura es la parte fija del generador. Además dispone de ranuras donde se ubican las bobinas tal que al circular corriente eléctrica a través de ellas se produce un flujo magnético. El rotor (campo) es la parte móvil en la cual se enrolla una bobina por donde circula corriente continua (alimentada por anillos deslizantes) creando así un campo magnético que gira a una velocidad proporcional a la velocidad de la máquina. Entrehierro es el espacio entre el estator y el rotor, donde se produce una reluctancia magnética. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Existen dos tipos de generadores sincrónicos : los generadores de rotor de polos salientes y los generadores de rotor cilíndrico o de polos lisos. Los generadores sincrónicos de rotor de polos salientes se utilizan en centrales hidroeléctricas, y tienen un gran numero de polos (bobinados), que provocan que estos generadores operen a velocidades del orden de 150 a 300 rpm. Mientras que los generadores sincrónicos de rotor de polos lisos se utilizan en centrales termoeléctricas ( turbinas a vapor o gas, motores diesel, etc.), y tiene un número de polos bastante reducido que permite que éstos operen a velocidades del orden de 1500 a 3000 rpm. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Principio de funcionamiento Rotor alimentado con corriente continua a través de anillos deslizantes, lo que produce un campo magnético (Bf) Al girar el rotor impulsado por la máquina motriz, implica que el campo Bf gira a gira a una velocidad proporcional a la mecánica. El campo giratorio Bf induce tensiones trifásicas en los bobinados del estator. Al conectar carga trifásica circulan corrientes trifásicas por el devanado del estator, lo que a su vez produce un campo magnético giratorio de reacción del estator. El campo giratorio producido por las corrientes del estator es el campo de reacción del inducido. Devanado inductor (el que induce las tensiones) es el rotor. Devanado inducido (donde se inducen las tensiones) es el estator o armadura. El campo resultante es la suma del campo excitador producido por el rotor y del campo de reacción del inducido. 2

Operación en Régimen Permanente Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Torque en generadores sincrónicos Durante la operación de un generador sincrónico en régimen permanente, la velocidad mecánica del rotor es igual a la velocidad angular del campo magnético rotatorio producido por el estator. En estas condiciones, sobre los conductores o bobinas de campo no se produce fuerza electromotriz. Para producir fuerza magnetomotriz en el rotor es necesario inyectar corriente en esta bobina mediante una fuente externa. De esta forma se obtienen dos campos magnéticos rotatorios que giran a la misma velocidad, uno producido por el estator y el otro por el rotor. Estos campos interactúan produciendo torque eléctrico y realiza el proceso de conversión electromecánica de la energía. En la figura siguiente se presenta un esquema ilustrativo básico de un generador sincrónico: 2

Operación en Régimen Permanente Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. 2

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Torque en generadores sincrónicos Para evaluar la magnitud del torque eléctrico desarrollado por el generador sincrónico se puede utilizar la siguiente expresión: Por lo tanto, el torque máximo del generador se alcanza cuando el ángulo de carga tiene un valor de 90º, mientras que para valores del ángulo de carga de 0º o 180º el Torque es nulo.

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Característica potencia-ángulo de carga: La potencia eléctrica que el generador entrega a la red, depende en definitiva de la potencia mecánica que recibe en su eje desde una máquina motriz (turbina) y es igual al producto del torque mecánico por la velocidad de sincronismo, es decir : Potencia del generador = Torque mecánico en eje del conjunto x velocidad de sincronismo del conjunto turbina-generador. Si consideráramos nulas las pérdidas eléctricas en el generador, la potencia de salida en sus bornes será equivalente a la potencia recibida en su eje, menos las pérdidas mecánicas del generador. La característica mecánica de un generador se representa mediante una curva denominada “curva torque-ángulo de carga” y mediante ella se determina que aumentando el torque en el eje del generador, aumenta la potencia mecánica interna y por tanto aumenta la potencia entregada por el generador. 2

Característica potencia-ángulo de carga: La figura muestra las posibilidades de operación de la máquina sincrónica como una función del torque y del ángulo de carga.

Lección 1: Descripción y Funcionamiento de Generadores Sincrónicos. Limite de estabilidad estático: La curva torque-ángulo de carga permite determinar que aumentando lentamente el torque de la máquina motriz en el eje del generador, aumenta el torque electromagnético en el generador para mantener el equilibrio de torques y potencia mecánica convertida en potencia eléctrica va aumentando cada vez. Este proceso se mantiene hasta alcanzar el punto máximo de la curva, en el cual al incrementar el torque mecánico, el generador ya no puede producir un incremento mayor del torque electromagnético interno, luego se rompe el equilibrio y el conjunto maquina motriz-generador se acelera. Esta situación se define como generador operando fuera de sincronismo. Por lo tanto, el generador no puede funcionar de manera estable con ángulos de carga superiores a 90 grados. Este valor se conoce como el límite de estabilidad estático y se alcanza sólo incrementando lentamente el torque mecánico de la maquina motriz. 2

Actividad 1: Repaso de conceptos más importantes Responda las siguientes preguntas: ¿Cómo funciona un generador sincrónico? ¿Qué tipo de generadores sincrónicos son los más adecuados para centrales termoeléctricas? ¿Cuál es el rango de velocidad de operación de los generadores de las centrales termoeléctricas? ¿De qué depende la potencia eléctrica que entrega un generador a la red? ¿Qué permite determinar la curva torque- ángulo de carga? ¿Cuándo un generador opera fuera de sincronismo? 2

Lección 2: Operación de generadores sincrónicos en Sistemas Eléctricos Interconectados Para operar dentro de un Sistema Eléctrico Interconectado (SI), un generador sincrónico deberá trabajar normalmente en paralelo con otros generadores, unidos a una barra de generación común si pertenecen a la misma central, o separados por alguna impedancia (líneas, transformadores) si pertenecen a centrales diferentes. Antes de conectar un generador en paralelo con otros habrá que asegurarse que éste gira a la misma velocidad (frecuencia) y en igual sentido que los otros (secuencia de fases). Para ello, las unidades generadoras cuentan con equipos de sincronización al SI. También debe verificarse que la tensión en bornes sea igual a la tensión existente en la barra a la cual se conectará. En caso contrario, se debe actuar sobre el Regulador de Velocidad y/o sobre el Regulador de Tensión, modificando la tensión en bornes del generador. 2

Lección 2: Operación de generadores sincrónicos en Sistemas Eléctricos Interconectados Una vez que el generador se conecta al SI, los parámetros característicos de la operación de cada generador, serán la magnitud de la tensión en bornes, la frecuencia, la potencia activa que inyecta al SI y la potencia reactiva que inyecta o absorbe del SI. Estas cuatro variables son controladas por sólo dos variables de entrada o de control, el torque mecánico en eje producido por la turbina y la corriente de excitación del generador. Por el comportamiento físico inherente a la máquina sincrónica, siempre habrá una interacción entre cada una de las dos variables de control y las cuatro variables que caracterizan la operación del generador en un SI. Por lo tanto, una variación en el torque mecánico o de la excitación implicará un cambio simultáneo en la frecuencia, la potencia activa, la potencia reactiva y la tensión en bornes del generador, cambio que será de mayor o menor importancia según sea el tamaño y estructura del SI (condiciones topológicas y la interacción con otros generadores) . 2

Lección 2: Operación de generadores sincrónicos en Sistemas Eléctricos Interconectados Afortunadamente, el grado de interacción se reduce en la medida que crece el tamaño del SI. Cuando un SI es muy grande en relación con una unidad generadora en particular, se habla de que dicha unidad “ve” una barra infinita y la dinámica de ella no afectará significativamente la dinámica del SI. En el caso extremo, se considera que la unidad no puede modificar ni la frecuencia ni la tensión en bornes, sino sólo puede alterar sus potencias activa y reactiva. Para modificar la potencia activa inyectada por la unidad generadora al SI, se debe variar el torque aportado por la máquina motriz, es decir, variaciones en la potencia mecánica de la turbina permiten modificar la potencia activa inyectada al sistema. Mientras que, para modificar la potencia reactiva de la unidad generadora tanto en la magnitud como en el sentido de ésta (inyección o absorción de potencia reactiva del SI) se debe modificar la corriente de excitación del generador, esto se realiza a través de modificaciones en las consignas de operación del regulador de tensión de la unidad generadora. En efecto, la unidad generadora absorbe reactivos del SI cuando se opera subexcitada, mientras que la unidad generadora inyecta reactivos al SI cuando se opera sobreexcitada. 2

Actividad Unidad 2: Leer y analizar un texto complementario Leer y analizar el texto complementario. 2

Unidad 2: Diagramas PQ y Límites de Operación de Generadores Sincrónicos. Objetivo: Entregar conocimientos que permitan operar generadores sincrónicos dentro de los límites de carga establecidos por el diagrama PQ y las características de las máquinas y equipos asociados. Circuito equivalente y diagrama fasorial generador sincrónico. Diagramas PQ Limitadores de Sobrexcitación, Subexcitación y Sobreflujo. 2

Lección 1: Diagramas P-Q Circuito equivalente de un generador sincrónico de rotor cilíndrico: If: Corriente de Campo o de excitación Ef: Tensión inducida o interna Xs: Reactancia equivalente del generador Ia: Corriente de Armadura Et: Tensión en bornes del generador 2

Lección 1: Diagramas P-Q Diagrama fasorial generador sincrónico de rotor cilíndrico: δ: Ángulo de carga 2

Lección 1: Diagramas P-Q Definición de diagrama P-Q: Es un diagrama que permiten determinar las condiciones de operación en régimen permanente de un generador conectado a un Sistema Eléctrico de Potencia. No es otra cosa que la zona delimitada por curvas definidas por algún parámetro constante, calculadas para una frecuencia y tensión en bornes constantes, y dibujadas en sistema de ejes cartesianos P-Q, en el cual se incluyen los límites de la zona de operación. Por tratarse de generadores sólo se representa el semiplano P>0 (adoptando la convención que la potencia positiva es aquella que entrega la máquina al sistema). Diagrama P-Q típico: 2

Lección 1: Diagramas P-Q En relación con la figura: El área más oscura representa los puntos de operación permisibles para el generador. El diagrama P-Q está compuesto por diversas segmentos de curvas, es decir, existen distintos factores que limitan la operación del generador sincrónico. S y S` son puntos en los que puede operar el generador sin inconvenientes, sin embargo, en dichos puntos de operación el generador se encuentra subutilizado. S2 y S3 son puntos en los que nos es recomendable que opere el generador. Estos puntos se pueden alcanzar en algunas ocasiones particulares como en casos de sobrecarga y por intervalo de tiempo bastante corto, o incluso algunos de estos puntos nunca pueden ser alcanzados ya que las limitaciones propias de la máquina llegar a situarse momentáneamente en dichos puntos. S1, es punto de operación recomendable debido a que se utiliza completamente la capacidad del generador. Los diagramas P-Q pueden ser trazados tanto para generadores como motores. Lógicamente, nos concentraremos en los generadores sincrónicos de rotor cilíndrico que son los utilizados en unidades generadoras termoeléctricas. Normalmente, los generadores disponen de una familia de diagramas P-Q estándar, para diferentes tensiones en bornes del generador: tensión nominal, 105% y 95% (al menos). 2

Lección 1: Diagramas P-Q Los factores que limitan la capacidad del generador y se relacionan con el diagrama P-Q son los siguientes: Factores generales: Pérdidas de Potencia en el núcleo (Estator) Pérdidas de Potencia en los conductores (bobinados de armadura y de campo) Nivel de aislación de la máquina. Factores Específicos: Tensión en bornes: → Et aumenta → Aumenta Flujo Entrehierro → Aumentan las pérdidas → Et es un parámetro y su valor está directamente relacionado con las familias curvas que componen el diagrama P-Q. 2

Lección 1: Diagramas P-Q Corriente de armadura: Ia aumenta → R×Ia² aumenta → aumentan las pérdidas en los enrollados de armadura → se llega a una magnitud máxima para la corriente de armadura (Ia máx). Corriente de Campo: Corriente de Campo crea una Fuerza Electromotriz inducida (Ef) Para una tensión en bornes del generador constante → cuanto más inductiva es la carga del generador mayor debe ser Ef, y por lo tanto, mayor debe ser If (de este modo se obtiene un mayor flujo) 2

Lección 1: Diagramas P-Q Corriente de Campo: Como existe un If máximo (por capacidad térmica del enrollado de campo), también existe un Ef máx. (que puede provenir de If máx., del nivel de aislación, de las pérdidas o del grado de saturación en el núcleo) → Un ángulo Φ de desfase entre Et e Ia máx., puede ser un máximo tal que:

Lección 1: Diagramas P-Q Corriente de Campo: De la figura anterior, para el ángulo φ1, Ef¹ cae dentro de un punto de operación permitido, mientras que para φ2, Ef² cae dentro de otro punto de operación permitido. φ3 no es un ángulo de operación admisible por lo que Ef³ cae fuera de los rangos de operación permitidos. Conclusión: dado Ia = Ia máx., existe un factor de potencia mínimo (φ máximo) de operación del generador para el cual Ef es máximo → cos φ2 Si el generador opera bajo dicho valor de factor de potencia → sobrecalentamiento del circuito de campo. Límite de estabilidad estática: Curvas [P x δ] → valores de P mayores a los permitidos pueden implicar pérdida de sincronismo. Excitación mínima permisible: → carga fuertemente capacitiva → Ef muy bajo → δ aumenta para mantener P → puede sobrepasar el límite de estabilidad (δ=90º) y perder el control de la máquina. → existe una excitación mínima permitida. Límite de la Turbina: → la potencia generada por el generador puede ser limitada por la potencia mecánica máxima que puede suministrar la turbina al generador.

Lección 1: Diagramas P-Q Considerando las limitaciones mencionadas precedentemente, para una Et definida, se obtiene un diagrama P-Q como el siguiente: AB limitación por If BC limitación por Ia DC limitación por la turbina DE limitación por Ia EF limitación por estabilidad FG limitación por excitación mínima

Lección 1: Diagramas P-Q Trazado de diagrama P-Q para un generador de rotor cilíndrico: En un generador de rotor cilíndrico se tiene la siguiente relación fasorial para condiciones nominales de operación:

Lección 1: Diagramas P-Q Manteniendo las condiciones nominales de operación: → jXs·Ia está 90º adelantada con respecto a Ia, incluso cuando esta varia. → El lugar geométrico del fasor jXs·Ia, para │Ia│ = cte., es una semicircunferencia (BAC) con centro en O. Los puntos de operación externos a (BAC) no son permisibles (corresponden a corrientes mayores que la máxima).

Lección 1: Diagramas P-Q El vector Ef se intersecta con el vector jXs·Ia → Como Ef tiene un valor máximo tal que el valor geométrico del fasor Ef es la semicircunferencia (DA) con centro en O`.

Lección 1: Diagramas P-Q Con el fin de satisfacer al mismo tiempo las dos limitaciones (Ef y Ia) → El área de operación se encuentra limitada por el contorno DAC. Arco (DA) límite de campo Arco (AC) límite de corriente de armadura (DAC) podría ser considerada la curva de capacidad del generador. Sin embargo, debe ser transformada en una curva en el plano P-Q y considerar otras limitaciones.

Lección 1: Diagramas P-Q Retomando la relación fasorial de tensiones: Si se multiplica por Et/Xs, se transforma una relación, en unidades de tensión (Volt), en otra, en unidades de potencia (Watt, VAr o VA)

Lección 1: Diagramas P-Q Rehaciendo el diagrama fasorial:

Lección 1: Diagramas P-Q Del diagrama fasorial se tiene: En primer lugar, interesa analizar el término jIa·Et: El fasor jIa·Et (segmento OA) tiene un modulo Ia·Et que corresponde a la potencia aparente provista por el generador. Las proyecciones de Ia·Et en eje vertical y el eje horizontal son: (OP) → Et·Ia·cos φ→Potencia Activa (OQ) → Et·Ia·sen φ→Potencia Reactiva El eje vertical es la Potencia Activa con origen en el punto O. El contorno (DAC) representa el diagrama P-Q o curva de capacidad del generador en su forma más simple, ya que representa solamente las limitaciones físicas de los enrollados de campo (DA) y armadura (AC). Sin embargo, aún falta incorporar algunos efectos que no se han mencionado.

Lección 1: Diagramas P-Q Límite Teórico de Estabilidad: Considerando que (OP) → Et·Ia·cos φ→Potencia Activa Por otro lado: Et·Ia·cos φ = EtEf/xs ·sen δ Por lo que, Pmáx= EtEf/xs, con δ=90º. En este caso, Ef es perpendicular a Et:

Lección 1: Diagramas P-Q Límite Teórico de Estabilidad: La línea trazada tiene su origen en O´, por que es el lugar geométrico de las potencias máximas para diferentes valores de Ef. Sin embargo, siempre se debe trabajar u operar con un margen de seguridad para evitar que el límite de estabilidad sea sobrepasado. Por lo tanto, se debe definir un límite de Estabilidad Práctico. Límite Práctico de Estabilidad: Para cada valor de Ef la nueva potencia máxima será limitada aun valor resultante de la diferencia entre la potencia máxima teórica para este valor de Ef y un 10% de la potencia nominal del generador.

Lección 1: Diagramas P-Q Límite Práctico de Estabilidad:

Lección 1: Diagramas P-Q Considerando el límite práctico de estabilidad, el diagrama P-Q queda de la siguiente manera:

Lección 1: Diagramas P-Q Con el objeto de simplificar el procedimiento de construcción del diagrama P-Q es posible suponer un ángulo δmáx., por ejemplo, δmáx. = 75º. En este caso, con la inclusión de este límite, la construcción del diagrama P-Q es más simple, pero se pierde exactitud, y resulta de la siguiente manera:

Lección 1: Diagramas P-Q No se debe perder de vista que el generador tiene un límite de excitación mínima, dicho límite esta dado por la siguiente ecuación: Para graficar dicha limitación se debe trazar un círculo de radio Smín., con centro en O`, con un radio FG.

Lección 1: Diagramas P-Q Finalmente y aplicando la limitación de la turbina (línea recta horizontal) que corresponde a la potencia máxima que puede proporcionar la turbina (descontando las pérdidas del generador): AB limitación por If BC limitación por Ia DC limitación por la turbina DE limitación por Ia EF limitación por estabilidad FG limitación excitación mínima

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Trazar el diagrama P-Q para un generador sincrónico con los siguientes datos: Potencia Aparente Nominal S :1,11 p.u. Potencia Máxima de la turbina: 1,0 p.u. Tensión en bornes Et: 1,0 p.u. Tensión Máxima interna Efmáx: 2,6 p.u. Tensión Mínima interna Efmín: 0,3 p.u. Reactancia sincrónica Xs: 1,67 p.u. La corriente nominal del generador es: De la ecuación de la máquina sincrónica se tiene: 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Los términos de la ecuación forman el triángulo que conforma el diagrama fasorial Es posible (pero no necesario), resolver la ecuación obteniendo el ángulo δ=33,75º y el ángulo φ=38.81º. Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 1. Trazar O-O` que corresponde a Et²/Xs. Es decir, se debe trazar: 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 2. Con centro en O`, trazar un círculo con radio 1,5569, que corresponde a Et·Efmáx./Xs (limitación de campo, lugar geométrico de Efmáx) → D. Con centro en O, trazar círculo con radio 1,11 que corresponde a Et·Ia (limitación de armadura, lugar geométrico de Iamáx.) → BAC. 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 3. Trazar los ejes P y Q. Los círculos trazados en el paso anterior (2), corresponden a los lugares geométricos para Efmáx e Iamáx. → DAC 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 4. Trazar una línea paralela al eje P, pasando por el eje O` → La línea trazada O`E corresponde a δ=90º → límite de estabilidad estática → Por lo que el diagrama P-Q en esta etapa de su construcción corresponde a DAEO`. 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 5. El ángulo φ, obtenido anteriormente (38,81º), también puede ser obtenido del mismo diagrama P-Q, ya el ángulo φ es el ángulo que se forma entre el eje P y el segmento OA, que corresponde a la potencia aparente máxima Et·Ia, para Et máx. Considerando que la potencia activa nominal del generador está dada por: 10% de este valor, es decir, 0,0865 p.u. debe ser descontado para obtener la curva del límite de estabilidad práctico. Para cada valor de Ef, trazar un círculo con centro en O` y radio Et·Ef/Xs. A partir de la intersección del círculo con la línea O`E. Descontar 0,1·Pn = 0,0865 p.u. → línea horizontal. La intersección del círculo con la línea horizontal define el punto práctico del límite de estabilidad del generador para un valor dado de Ef. Por lo que el diagrama P-Q en esta etapa de construcción corresponde al área DASX. 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 5. Trazado del límite de estabilidad práctico: 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 6. Excitación mínima: Trazar un círculo con centro en O` con un radio de 0,1796 p.u., corresponde a la excitación mínima → El diagrama P-Q en esta etapa de construcción es DASFG. 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Secuencia para trazar el diagrama P-Q. 7. Incluir la limitación de la turbina → Es una línea paralela al eje Q para P=1,0 p.u. El diagrama P-Q definitivo del generador está dado por el contorno DACHFG. 2

Actividad 1: Ejemplos de construcción de diagramas P-Q Ejercicio propuesto: repetir para Et = 0,95 y 1,05. Posteriormente compare los resultados. 2

Lección 2: Limitadores de Sobreexcitación, Subexcitación y Sobreflujo. Función de los límitadores de excitación: Los limitadores de excitación realizan funciones de control. Aseguran el funcionamiento del generador sincrónico dentro de los límites operativos (diagramas P-Q), actuando sobre la corriente de campo a través del regulador automático de tensión. Operan coordinadamente con algunas protecciones del generador, las que actúan como respaldo de los limitadores. Tipos de limitadores: Limitadores de Máxima Excitación (OEL). Limitaciones de Mínima Excitación (UEL). Limitador de sobreflujo (V/Hz). 2

Lección 2: Limitadores de Sobreexcitación, Subexcitación y Sobreflujo. Limitador de Máxima Excitación (OEL): Protege al generador de sobrecalentamientos debido a las altas Corrientes de Campo. Limita la máxima Corriente de Campo, en forma instantánea o temporizada. Contribuye a determinar el límite inductivo de la potencia reactiva del generador, es decir, limita la inyección de reactivos del generador al sistema (lo que depende del estado del sistema). Limitador de Mínima Excitación (UEL): Protege al generador de pérdida de estabilidad por baja excitación. Protege al generador de excesivo calentamiento de las cabezas del bobinado del estator. Limita la mínima Corriente de Campo, en forma directa o indirecta, de modo instantáneo y/o temporizado. Contribuye a determinar el límite capacitivo de la potencia reactiva del generador, es decir, limita la absorción de reactivos del generador al sistema (lo que también depende del estado del sistema). 2

Lección 2: Limitadores de Sobreexcitación, Subexcitación y Sobreflujo. Limitador de Sobreflujo (V/Hz): Protege al generador (y al transformador de Poder en algunos casos) de los altos flujos magnéticos producto de bajas frecuencias o altas tensiones. Determina la Máxima Tensión interna del generador sincrónico. 2

Actividad 2: Identificar los limitadores que tienen las unidades generadoras que usted opera. Esta actividad práctica consiste en que usted identifique los limitadores que tienen las unidades generadoras que usted opera y los ajustes que éstos tienen. 2

Unidad 3: Regulación de Tensión y Control de Frecuencia . Objetivo: Entregar aspectos conceptuales básicos de Regulación de Tensión y Control de Frecuencia. Aspectos conceptuales de Regulación de Tensión en unidades termoeléctricas. Aspectos conceptuales de Regulación de Frecuencia en unidades termoeléctricas. 2

Lección 1: Aspectos conceptuales de Regulación de Tensión en centrales termoeléctricas. Generalidades: Uno de los problemas básicos que se debe enfrentar en la operación de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) es mantener las tensiones en todos los puntos de la red en valores aceptables. La corriente que circula desde las centrales generadores hacia los centros de consumo, en conjunto con la capacidad de consumir o aportar potencia reactiva que poseen los elementos del sistema de transmisión (líneas y transformadores, principalmente), producirá naturalmente diferencias de tensión a través del sistema, haciendo que las tensiones medidas en los diversos puntos de la red difieran a menudo de la tensión nominal. Por otra parte, las corrientes no se mantienen constantes a lo largo del tiempo, ya que los consumos no lo son. Sus variaciones (lentas o bruscas) acarrearán fluctuaciones de las tensiones en el tiempo en cada punto donde se conectan al sistema, existiendo una banda de regulación en torno a una tensión media. Como los equipos eléctricos funcionan adecuadamente desde un punto de vista técnico y económico sólo dentro de ciertos rangos de tensión, muchas veces se hace necesario limitar esta banda. La regulación no puede ser perfecta, y la tensión resultante en un punto cualquiera presentará de todos modos ciertas variaciones. 2

Lección 1: Aspectos conceptuales de Regulación de Tensión en centrales termoeléctricas. Generalidades: Las necesidades de regulación de tensión son diferentes para el punto de conexión al SEP de una central generadora, una línea de transmisión o una red de distribución. En esta lección nos concentraremos en el control de tensión en el punto de conexión al SEP de una central generadora. La tensión en bornes del generador se controla mediante la corriente de excitación del generador. Desde un punto de vista técnico, la tensión en bornes del generador en condiciones normales de operación debe estar comprendida entre 95% a 105% de la tensión nominal, mientras que en condiciones de emergencia es posible operar fuera de este rango. Sin embargo, no se debe perder de vista que en todos los países existen normativas que imponen bandas de operación tanto para condiciones operación normal como de contingencia. 2

Sistema de Excitación y Regulador Automático de Tensión: La función del Sistema de Excitación de un Regulador Automático de Tensión es suministrar la Corriente Continua al bobinado de campo del generador sincrónico, para su operación. Además, controla la tensión en el estator del generador y, por ende, controla la potencia reactiva que absorbe o suministra el generador al SEP. Adicionalmente el Sistema de Excitación del Regulador Automático de Tensión, puede realizar funciones de control (limitadores de sobre y subexcitación) que aseguran no exceder límites operativos (Diagrama P-Q), actuando sobre la Corriente de Campo. Adicionalmente, los Reguladores Automáticos de Tensión mejoran la estabilidad del sistema eléctrico, al mantener constante la tensión en un punto del sistema frente a perturbaciones externas. En la diapositiva siguiente se puede apreciar la interacción del Regulador Automático de Tensión y el SEP; ante aumentos en la demanda de potencia reactiva del SEP, se produce una disminución en la tensión en bornes de la máquina, ante lo cual el Regulador de Tensión y el Sistema de Excitación reaccionan aumentando la corriente de excitación con el objeto de mantener la consigna de tensión bornes del generador, lo que provoca que el generador inyecte más potencia reactiva al SEP. 2

Sistema de Excitación y Regulador Automático de Tensión: 2

Actividad 1: Averiguar y describir las características técnicas del regulador de tensión de las unidades generadoras que usted opera, enfocándose fundamentalmente en el principio de funcionamiento del regulador. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Generalidades: En la operación real de un SEP, el consumo o carga total del sistema se encuentra cambiando instante a instante, en una forma aleatoria, debido a la distinta variación de los requerimientos de cada una de las cargas, así como la conexión y desconexión de éstas. La necesidad de equilibrar la potencia entregada por las turbinas de las unidades generadoras con la demanda eléctrica del SEP, hace regular permanentemente la energía mecánica entregada por las turbinas a los generadores, de esta manera cuando la Potencia Generada es igual a la Carga total de Sistema (Potencia Demandada) la frecuencia del SEP corresponde a la nominal. Los cambios en la carga afectan a la energía cinética , haciendo que la velocidad de las máquinas (y con ello la frecuencia del SEP) disminuya en caso de que la carga aumente, y aumente en caso de que la carga disminuya. Por lo tanto, la frecuencia constituye una excelente medida del ajuste entre generación y consumo. En un SEP la frecuencia oscila ligeramente en torno al valor nominal. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia El esquema de control de generación comprenderá entonces equipos destinados a medir variaciones de velocidad en la turbina, y un esquema de regulador de velocidad, que controla la admisión de la turbina. Para que este controlador sea estable es necesario que posea una característica potencia-frecuencia descendente, por lo que a todo aumento de carga corresponderá una nueva condición de operación a una frecuencia ligeramente menor. Es muy importante tratar de mantener la frecuencia del sistema y de las unidades generadoras en torno a valores nominales, ya que si no se hiciera así, podría afectar negativamente la operación tanto de los consumos como de las unidades generadoras, en particular de las térmicas, ya que se podrían ver reducida la velocidad de las bombas de refrigeración, ventiladores, etc., reduciéndose así la potencia que éstas entregan al sistema, o incluso pudiendo provocar la desconexión de la unidad. El análisis de la respuesta de un regulador de velocidad puede hacerse en tres escalas diferentes: Variaciones lentas de frecuencia Variaciones bruscas, pero de pequeña amplitud Las variaciones bruscas y de amplitud relativa tal que se produzca la saturación de algunos elementos constituyentes del regulador. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia El Regulador de Velocidad: La respuesta de los generadores a los cambios de carga (o de velocidad), está determinada básicamente por el regulador de velocidad. Esquemáticamente, un regulador de velocidad está compuesto por un sistema de medida que detecta las variaciones de velocidad; un servomecanismo, capaz de transformar la señal del sistema de medida en una acción que permite variar la admisión de la turbina; y los dispositivos de regulación (válvulas, álabes, deflectores, etc.) , que efectivamente realizan ese trabajo. A ellos debe agregarse mecanismos y dispositivos de amortiguación, que aminoran las oscilaciones del esquema. Los servomecanismos del regulador de velocidad operan, por lo general, sobre la base de aceite a presión debido a la enorme inercia que presenta el fluido que mueve la turbina (agua, vapor, etc.), lo que hace que cualquier modificación de la admisión implique un gran trabajo. Los servomecanismos, por lo general, se componen de tres partes, una fuente de aceite a presión, la válvula piloto, que bajo la acción de los sistemas de medición de velocidad, controla el paso del aceite a presión, y el servomotor propiamente tal, que bajo la acción del aceite a presión mueve el control de admisión de la turbina (álabes, deflectores, válvula principal, etc.). 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia El Regulador de Velocidad: Los dispositivos de regulación son los que efectivamente desarrollan el trabajo de controlar la admisión del fluido que mueve la turbina. El control de las turbinas a vapor resulta complejo por la gran diferencia entre los flujos de plena carga y vacío. A menudo se emplean varias válvulas de estrangulamiento, tanto en la etapa de alta presión como en la de presión intermedia. En las turbinas a gas se suele incorporar un mecanismo de control sobre el flujo de combustible. Cualquiera sea el caso, el diseño de los dispositivos de regulación es delicado, y resulta difícil conseguir proporcionalidad entre la potencia de salida de la turbina y la posición de los dispositivos de regulación. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia El Regulador de Velocidad: Los dispositivos de amortiguación son aquellos que permiten mantener la estabilidad de la operación de la turbina, ya que los constantes cambios de velocidad que hacen pasar de una situación permanente a otra, se realiza normalmente a través de un proceso dinámico que presenta oscilaciones. Como consecuencia del tiempo de reacción de la turbina regulada, habrá una constante dinámica entre el control de admisión y el ajuste de la velocidad de la turbina. Con el fin de reducir tanto la amplitud de las oscilaciones como el tiempo requerido para estabilizar el proceso, se agrega al esquema del regulador algún tipo de amortiguador. En los reguladores de velocidad modernos, se ha incorporado sistemas de medición de la aceleración de la máquina con el objeto de mejorar la velocidad de respuesta del regulador, así como su estabilidad. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Control de Frecuencia en un SEP: El Control de Frecuencia se relaciona con el control de la potencia activa generada en un SEP, de modo de asegurar en todo momento el adecuado equilibrio con la demanda del sistema y lograr así que la frecuencia se mantenga esencialmente constante en su valor nominal. Generalmente los SEP cuentan con dos tipos de regulación de frecuencia: Control de Primario de Frecuencia Control de Secundario de Frecuencia Control Primario de Frecuencia (CPF) La función del CPF disminuir rápidamente la desviación o error de la frecuencia en un SEP con respecto a la frecuencia nominal. La acción de control es realizada por los reguladores automáticos de velocidad o en algunos casos especiales por reguladores automáticos de potencia de las unidades generadoras que modifican la potencia eléctrica generada en forma proporcional al error de frecuencia. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Control Primario de Frecuencia (CPF): Para que una unidad generadora participe del CPF debe cumplir con ciertos requisitos: Disponer de margen suficiente de reserva primaria, es decir, debe tener un rango de operación (Pmín, Pmáx) de magnitud significativa frente al tamaño de las unidades mayores del sistema y a la magnitud de las variaciones rápidas típicas de la carga. Tener un estatismo permanente en un valor que le permita aportar adecuadamente reserva primaria (Estatismo ajustado en valores menores a 10%). Tener un valor de Banda Muerta inferior a 0,1 % del valor nominal de frecuencia. Tiempos máximos de establecimiento igual a 30 segundos para unidades generadoras térmicas y 120 segundos para unidades generadoras hidráulicas. La unidad generadora deberán amortiguar las oscilaciones en todas las condiciones de operación. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Definiciones: Estatismo Permanente: Es una medida de la sensibilidad de la respuesta de la máquina (en régimen permanente) con respecto a las variaciones de su potencia de salida. Se expresa en valores porcentuales. Normalmente es un parámetro ajustable en el regulador de velocidad. Matemáticamente el estatismo permanente se puede calcular de la siguiente manera: Banda Muerta: Zona de insensibilidad del regulador de velocidad de la unidad generadora para los valores muy cercanos a la frecuencia nominal del sistema. Normalmente es un parámetro ajustable en el regulador de velocidad. Tiempos Máximos de Establecimiento: Tiempo que demora la señal de potencia entregada por la unidad generadora en ingresar a la banda del ± 10% del valor final ante una perturbación escalón aplicada en la consigna de velocidad o de carga del Regulador de Velocidad. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Control Secundario de Frecuencia (CSF): La función del CSF es anular el error de frecuencia remanente por la acción del CPF, reestableciendo la reserva primaria para CPF en las unidades que realizan el CPF de un SEP. La acción de control es realizada por una o varias unidades con un Control Conjunto de Potencia , a través de los Reguladores Automáticos de Velocidad o de Potencia. La acción del control debe ser integral o proporcional integral respecto del error de frecuencia. Este controlador debe ser único para un SEP. También posible efectuar el CSF en forma manual. Los requisitos que deben cumplir las unidades que participen del CSF son los siguientes: Disponer de suficiente Reserva Secundaria (del orden de la Reserva Primaria total para CPF y teniendo en cuenta Reserva Fría Pronta- unidades con tiempos de partida inferiores a 15 minutos) La gradiente de toma de carga (por acción conjunta) de las unidades generadoras que participen del CSF no deberá ser menor a un valor del orden de 6 MW/min. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Reserva Primaria: Es la disponibilidad de entrega potencia inmediata para corregir en forma autónoma los desequilibrios entre la oferta de potencia activa y la demanda de potencia activa del sistema. Esta potencia debe ser provista al sistema en un período no superior a 15 segundos, y debe ser mantenido por período no menor a unos minutos. ¿Cuál es la cantidad necesaria de Reserva Primaria total en un SEP? Es la necesaria para evitar el colapso del sistema ante la pérdida de la unidad generadora de mayor tamaño en operación en ese momento en el sistema, teniendo en cuenta: La Inercia del sistema La rapidez de disposición de la reserva (tipo de turbinas que participan de la regulación primaria) La ubicación electro-geográfica de la reserva (limites de transmisión en líneas que se sobrecargan luego de una falla). Los montos de cortes de carga disponibles ( Los montos de cortes de carga tienen en cuenta la ecuación económica que evalúa el costo de la energía no suministrada por cortes de carga y el costo de la reserva) La sensibilidad de la carga con respecto a la frecuencia - Pcarga = Pcarga(f) 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Reserva Primaria: ¿Cómo se reparte o asigna la Reserva Primaria en un SEP? Para asegurar la disponibilidad de reserva conviene que se reparta entre la mayor cantidad de unidades posibles. No obstante lo anterior, en algunos SEP y por razones de orden económico se reparte la Reserva Primaria en un número reducido de unidades. Para el reparto de la Reserva Primaria es recomendable asignar igual porcentaje de reserva a cada unidad generadora del SEP, lo que permite repartir los esfuerzos proporcionalmente al tamaño de cada unidad generadora. Para aumentar la seguridad en la operación del SEP es conveniente que la Reserva Primaria se reparta según la topología de la red. En un SEP con la carga concentrada en un área y con generación concentrada en distintas áreas, conviene repartir la Reserva Primaria en cada área de generación. La utilización de la Reserva Primaria debe evitar sobrecargas de circuitos de transmisión y problemas de estabilidad transitoria ante la pérdida de generación. 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Consideraciones respecto del tipo de turbina que aporta Reserva Primaria: La Reserva Primaria puede provenir de turbinas hidráulicas, turbinas a gas o turbinas a vapor. Cada tipo de turbina tiene características particulares que deben tenerse en cuenta para el reparto o asignación de la Reserva Primaria. Reserva Primaria, Turbinas a Gas: Las Turbinas a Gas reaccionan rápidamente ante variaciones de frecuencia. Los reguladores de velocidad tienen varias formas de operación: Control de Temperatura, Control de Velocidad (Apto para CPF), Control de Aceleración, etc. La Reserva Primaria efectiva disminuye con la magnitud del desvío negativo de la frecuencia (con respecto a la frecuencia nominal del SEP), debido a la disminución del caudal de aire entregado por el compresor axial (aumento de temperatura en cámara de combustión) 2

Lección 2: Aspectos conceptuales de Control de Frecuencia Reserva Primaria, Turbinas a Vapor: Las Turbinas a Vapor, con calderas propias o siendo parte de un ciclo combinado, pueden reaccionar rápidamente ante variaciones de frecuencia ( a costa de la energía potencial almacenada en el vapor), pero no pueden mantener el aporte en el largo plazo. En el caso de Turbinas a Vapor de Ciclos Combinados, si las turbinas de gas realizan el CPF, la turbina a vapor entrega su aporte en el largo plazo (varias decenas de segundos). Reserva Primaria, Turbinas Hidráulicas: Las Turbinas Hidráulicas reaccionan mas lentamente ante variaciones de frecuencia que las Turbinas a Gas. Su contribución al CPF es “devolver” Reserva Primaria a las Turbinas a Gas (de rápida disponibilidad de Reserva Primaria). 2

Actividad 2: Averiguar y describir las características técnicas del regulador de velocidad de las unidades generadoras que usted opera, enfocándose fundamentalmente en el principio de funcionamiento del regulador. 2

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