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• pegasus1989

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FRECUENCIA Y REGULADORES DE VOLTAJE 3.2.1 Descripción de control de frecuencia En sistemas de potencia grandes, el control de frecuencia es ejercido en dos niveles: 

En el nivel local, mediante gobernadores en centrales eléctricas. Esto también es llamado como control de frecuencia primario;



En un nivel central, mediante un control de frecuencia de carga. Hoy día esto toma la forma de un rodaje de software en un centro de control. Este nivel de control también es llamado control de frecuencia secundario.

El papel de un gobernador es: (i) mantener la velocidad del generador cerca de su valor nominal; (ii) para asegurar una participación rápida y automática del generador a cualquier cambio de generación requerida para mantener el equilibrio de la potencia activa del sistema, y (iii) para proporcionar un medio para modificar la producción de potencia activa de la unidad, por ajustes del control de velocidad. El gobernador ajusta el vapor o la entrada de agua a la turbina. Para este propósito se nota la diferencia entre el actual (Өr) y el nominal (w0) frecuencia angular y ajusta en consecuencia la válvula de turbina o la puerta, como bosquejado en la fig. 3.8. En esta figura, Po es la potencia de referencia del generador. Los Gobernadores son reguladores proporcionales, con la característica ideal fija mostrada en la imagen 3.9. La pendiente de éste está caracterizada por la inclinación de velocidad R, i.e. La proporción en por unidad de la velocidad en por unidad por desviación de potencia (sobre la turbina MW nivel PB):

Los valores típicos de R para unidades en el control de gobernador son 0.04 (e.g. en Europa) o 0.05 (e.g. en Norteamérica). La figura 3.9 también ilustra el principio de carga compartida por dos unidades que funcionan en la paralelo. Cuando, después de una perturbación (como un cambio de carga o la pérdida de un generador), todos los gobernadores han actuado y el sistema ha

ha alcanzado un estado estable, todas las velocidades de rotor Өr son igual ws y s , la frecuencia angular del sistema. Como se ilustra por la figura, la desviación de frecuencia es la señal común usada por varias unidades para ajustar sus participaciones. Así la característica que se inclina del gobernador toma la forma:

Donde Po es la potencia de referencia, correspondiente a la potencia activa producida bajo la frecuencia nominal. En esta expresión Ws y s y Wo están en rad/s mientras que P y Po están en MW. Relacionando todas las potencias en un sistema base común SB (en MVA), la susodicha relación se hace:

Donde ϒ es un factor de participación. En la práctica, los límites de turbina también deben ser tenidos en cuenta:

En el nivel secundario, los objetivos de control de carga-frecuencia son: (i) para corregir la desviación de frecuencia dejada después del control primario, y (ii) para mantener el valor previsto de potencia neta en el intercambio con empresas vecinas o áreas. Para este objetivo, la frecuencia y errores de potencia de línea son combinados en una sola señal, llamada el error de control de área, que es usada por un regulador integral que ajusta la potencia de referencia de un cierto número de unidades de generación. Una presentación detallada de los susodichos reguladores, en particular su dinámica, puede ser encontrada en muchos manuales (e.g. [Ber86, Kun94]). Déjenos mencionar aquí algunos aspectos de control de frecuencia que puede actuar recíprocamente con fenómenos de voltaje: 

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después de un incidente como una línea o la interrupción de un generador, los voltajes fijados por lo general se caen, causando el voltaje cargas de potencia sensibles que disminuyen en proporción. Los generadores reaccionan debido a efectos de gobernador; en el caso de una interrupción del generador, la posición de los generadores que compensan la perdida de potencia puede jugar un papel importante. Un ejemplo típico es cuando una transferencia de potencia grande ocurre en una área de envió y recibimiento y las unidades que participan para (primario o secundario) el control de frecuencia están localizados en el área de envió. En tal caso, una pérdida de generación en el área de recibimiento causará un flujo de potencia adicional sobre las líneas que unen las dos áreas, que pueden acercar al sistema más a su límite de capacidad de carga. La reacción de los generadores del área de envió tiene el mismo efecto que un aumento de carga en el área de recibimiento; por lo contrario, después de una pérdida de línea entre las dos áreas, la perdida de generación en el área de envió puede demostrar utilidad proporcionada ya que hay suficientes unidades que participan en el control de frecuencia (y suficiente reserva de líneas) en el área de recibimiento. La potencia perdida debido a la perdida de generación es entonces absorbida por los generadores del área de recibimiento de modo que la transferencia de potencia sobre las líneas restantes se reduzcan permanentemente.

Reguladores de voltaje automáticos una descripción esquemática de un Regulador de Voltaje típico Automático (AVR), o el sistema de control de excitación, es mostrada en la figura 3.10, donde las líneas de puntos son usadas para los bloques que no necesariamente están presentes, y las líneas rápidamente numeradas muestran configuraciones alternas. El voltaje de terminal del generador V es medido por un Transformador de Potencia (PT), luego rectificado y filtrado para producir una señal de corriente continua proporcional al valor de RMS de este voltaje de corriente alterna.

Opcionalmente la señal de corriente continua construida puede ser proporcional a :

Donde Rc (resp. Xc) es una resistencia de compensación (resp. reactance) y I es la corriente que sale del generador y medido por un Transformador de corriente (CT). 

Usando el signo menos en la expresion de arriba, una señal proporcional al voltaje en algún punto más allá de la terminal de generador es obtenida y el sistema de excitación regula el voltaje en este punto más cerca al sistema de transmisión. Típicamente Rc y Xc son instalados al 90 % de la impedancia del transformador elevador(para motivos explicados en el siguiente párrafo, una compensación del 100 % no es posible cuando varios generadores son unidos por sus propios transformadores a la misma barra HV). Por lo general esta tecnica es llamada carga, o la gota de línea o transformador elevador de compensacion. Para regular el voltaje más cerca a las cargas esta compensación mejora la estabilidad de voltaje, dentro de los límites de la capacidad de potencia reactiva de máquina. Como las pérdidas de cobre del transformador son relativamente pequeñas, Rc puede ser puesto como cero. Con esta simplificación y usando los componentes activos y reactivos de la corriente mostrados en la figura 3.6, (3.38) se hace:

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El signo más en (3.38) es usado para regular el voltaje en un punto (ficticio) "dentro" del generador. Tal compensación asegura compartir apropiadamente la potencia reactiva producida por varios generadores conectadoa ala misma barra, cada uno es equipado con un regulador de voltaje. Si todos permitieran el controlar el mismo voltaje, pequeñas diferencias inevitables del generador o parámetros del regulador podrían causar desequilibrios grandes entre las producciones de potencia reactiva individuales. Esta configuración es típica de centrales hidroeléctricas donde varias unidades pequeñas comparten la misma barra y el transformador elevador. Claramente, compartiendo igual la potencia reactiva es obtenido el costo de la regulación de voltaje del punto deteriorado.

No consideraremos la compensación en el restante de este libro por la simplicidad, pero fácilmente puede ser considerado substituyendo una expresión como (3.39) para la V en las ecuaciones de regulador donde sea necesario. Como se muestra en la figura 3.10, la señal Vc es comparada con la referencia Vo y la diferencia es procesada por el regulador cuyo papel es básicamente aumentar el voltaje de excitación del generador en respuesta a una disminución en Vc o un aumento de Vo, e inversamente. El regulador amplifica la señal de error Vo - Vc y lo trae a la forma conveniente para el control del excitador (e.g. el disparo del thyristors, etc.). El regulador por lo general es proveído circuitos de compensacion dirigidos al punto del funcionamiento dinámico y datos específicos con exactitud, en particular contrarestando tambn un tiempo constante del excitador demasiado grande. Esta compensación usa el generador la corriente de campo Ifd o la corriente de campo del excitador.

El excitador es un dispositivo auxiliar que produce la potencia requerida por la excitación del generador en forma del voltaje de corriente continua y la corriente que varía rápidamente. Los excitadores pueden ser clasificados en dos amplias categorías: 

el giro de las máquinas que dibujan la potencia de excitación de la potencia mecánica, más a menudo atraviesa el eje de generador de la turbina. - Las máquinas de corriente continua fueron las primeras en usar este objetivo y todavía están en operación en algunas centrales eléctricas; - Las máquinas de corriente alterna con rectificadores han sido preferidas desde los años 60. Estas máquinas pueden ser excitadas o pueden usar una máquina de giro auxiliar para su propia excitación. Esta es llamada piloto de excitacion. Esto puede tomar la forma de un generador de corriente alterna de imán permanente seguido de un rectificador controlado.

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sistemas de excitación estáticos en los cuales la potencia de excitación es proporcionada por un transformador conectado a la barra de la máquina o a una barra auxiliar. La potencia de corriente continua es obtenida por un rectificador thyristor-controlado.

También actuando en el punto de adición del regulador, el sistema de potencia estabilizado (PSS) es un circuito de compensación apuntado al suministro adicional del torque que pasa por el control de excitación. En condiciones de funcionamiento fijas el PSS tiene una salida cero, la salida del voltaje de terminal normal de la máquina. La figura 3.10 muestra varias señales que pueden ser usadas en un PSS. Finalmente el sistema de control de excitación es proveido con circuitos con varias limitaciones: 

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el limite bajo de excitación previene una reducción excesiva de la excitación de la máquina (correspondiente a la absorción de potencia reactiva) que conduciría a la pérdida de estabilidad de pequeñas perturbación (con la máquina que saca del sincronismo) o el calentamiento inaceptable de la región final del estator [ITF96c); los limites de Voltios-por-Hertz protegen al generador y a su transformador elevador del flujo magnético excesivo que resultaría de un alto voltaje o condiciones de frecuencia bajas después de acontecimientos severos [ITF96b); el limite de la sobre-excitación protege el arrollamiento del inductor de una sobrecalentación debido a la corriente excesiva [ITF96b); el limitador de corriente de armadura de modo similar previene la corriente excesiva en la el conductor de armadura.

Entre estos, el limitador de sobreexcitación y en cierta medida el limitador de corriente de armadura recibirá la atención particular en este libro, como principalmente está siendo relacionado con fenómenos de inestabilidad de voltaje. Dependiendo el fabricante y la fecha de construcción, muchos tipos de sistemas de control de excitación son encontrados en todo el mundo. Este no es el objetivo de este libro de detallar su modelado más que en otros aspectos aspectos cotizados. ¡El lector interesado se remite a p.ej. [! WG8t, ITF96a, ITF96c, ITF96b) y las referencias cotizadas para una muestra de modelos representativos convenientes para simulación de tiempo.