El control de velocidad de caída es un modo de control utilizado para generadores de energía eléctrica de CA, mediante el cual la salida de potencia de un generador se reduce a medida que aumenta la frecuencia de la línea. Se usa comúnmente como el modo de control de velocidad del gobernador de un motor primario que impulsa un generador síncrono conectado a una red eléctrica . Funciona controlando la tasa de energía producida por el motor principal de acuerdo con la frecuencia de la red. Con el control de velocidad de caída, cuando la red está funcionando a la frecuencia máxima de funcionamiento, la potencia del motor principal se reduce a cero, y cuando la red está a la frecuencia mínima de funcionamiento, la potencia se establece en 100% y valores intermedios en otras frecuencias de funcionamiento.
Este modo permite que los generadores síncronos funcionen en paralelo, de modo que las cargas se compartan entre los generadores con la misma curva de caída en proporción a su potencia nominal.
En la práctica, las curvas de caída que utilizan los generadores en las grandes redes eléctricas no son necesariamente lineales o iguales, y los operadores pueden ajustarlas. Esto permite que la relación de potencia utilizada varíe dependiendo de la carga, por lo que, por ejemplo, los generadores de carga base generarán una proporción mayor a baja demanda. La estabilidad requiere que en el rango de frecuencia de operación, la salida de potencia sea una función de frecuencia decreciente monótonamente.
Los sistemas de almacenamiento de red también pueden utilizar el control de velocidad de caída. Con el control de velocidad de caída, esos sistemas eliminarán energía de la red a frecuencias superiores a la media y la suministrarán a frecuencias más bajas.
Lineal
La frecuencia de un generador síncrono viene dada por
dónde
- F, frecuencia (en Hz),
- P, número de polos,
- N, velocidad del generador (en RPM)
La frecuencia (F) de un generador síncrono es directamente proporcional a su velocidad (N). Cuando se conectan varios generadores síncronos en paralelo a la red eléctrica, la frecuencia la fija la red, ya que la potencia de salida individual de cada generador será pequeña en comparación con la carga de una red grande. Los generadores síncronos conectados a la red funcionan a varias velocidades pero todos funcionan a la misma frecuencia porque difieren en el número de polos (P).
En este modo se establece una referencia de velocidad como porcentaje de la velocidad real. A medida que el generador se carga desde sin carga hasta carga completa, la velocidad real del motor principal tiende a disminuir. Para aumentar la potencia de salida en este modo, se aumenta la referencia de velocidad del motor primario. Debido a que la velocidad real del motor primario está fijada por la cuadrícula, esta diferencia en la referencia de velocidad y la velocidad real del motor primario se usa para aumentar el flujo de fluido de trabajo (combustible, vapor, etc.) al motor primario y, por lo tanto, a la salida de potencia. está incrementado. Lo contrario será cierto para la disminución de la potencia de salida. La referencia de velocidad del motor primario es siempre mayor que la velocidad real del motor primario. Se permite que la velocidad real del motor primario "caiga" o disminuya con respecto a la referencia, y por lo tanto el nombre.
Por ejemplo, si la turbina tiene una potencia nominal de 3000 rpm y la velocidad de la máquina se reduce de 3000 rpm a 2880 rpm cuando se carga desde sin carga hasta carga base, entonces el% de caída viene dado por
- = (3000 - 2880) / 3000
- = 4%
En este caso, la referencia de velocidad será del 104% y la velocidad real será del 100%. Por cada cambio del 1% en la referencia de velocidad de la turbina, la potencia de salida de la turbina cambiará en un 25% de la nominal para una unidad con un ajuste de caída del 4%. Por lo tanto, la caída se expresa como el cambio porcentual en la velocidad (de diseño) requerida para la acción del regulador al 100%.
Dado que la frecuencia está fija en la red y, por tanto, la velocidad real de la turbina también es fija, el aumento de la referencia de velocidad de la turbina aumentará el error entre la velocidad de referencia y la velocidad real. A medida que aumenta la diferencia, aumenta el flujo de combustible para aumentar la potencia de salida y viceversa. Este tipo de control se denomina control "proporcional directo". Si toda la red tiende a sobrecargarse, la frecuencia de la red y, por tanto, la velocidad real del generador disminuirá. Todas las unidades verán un aumento en el error de velocidad y, por lo tanto, aumentarán el flujo de combustible a sus motores principales y la potencia de salida. De esta manera, el modo de control de velocidad de caída también ayuda a mantener una frecuencia de red estable. La cantidad de energía producida es estrictamente proporcional al error entre la velocidad real de la turbina y la referencia de velocidad.
Se puede demostrar matemáticamente que si todas las máquinas sincronizadas con un sistema tienen el mismo control de velocidad de caída, compartirán la carga proporcionalmente a las clasificaciones de la máquina. [1]
Por ejemplo, cómo se aumenta o disminuye el flujo de combustible en una turbina de gas de servicio pesado de diseño de GE puede estar dada por la fórmula,
FSRN = (FSKRN2 * (TNR-TNH)) + FSKRN1
Dónde,
FSRN = Referencia de carrera de combustible (combustible suministrado a la turbina de gas) para el modo de caída
TNR = Referencia de velocidad de la turbina
TNH = Velocidad real de la turbina
FSKRN2 = Constante
FSKRN1 = Constante
La fórmula anterior no es más que la ecuación de una línea recta (y = mx + b).
Múltiples generadores síncronos que tengan el mismo porcentaje de ajuste de caída conectados a una red compartirán el cambio en la carga de la red en proporción a su carga base.
Para un funcionamiento estable de la red eléctrica de América del Norte, las plantas de energía normalmente operan con una caída de velocidad del cuatro o cinco por ciento. [2] [ cita requerida ] Por definición, con una caída del 5%, la velocidad a plena carga es del 100% y la velocidad sin carga es del 105%.
Normalmente, los cambios de velocidad son menores debido a la inercia de la masa rotatoria total de todos los generadores y motores que funcionan en la red. [3] Los ajustes en la salida de potencia para una combinación de generador y motor de cebador en particular se realizan elevando lentamente la curva de caída al aumentar la presión del resorte en un regulador centrífugo o mediante un ajuste de la unidad de control del motor , o la operación análoga para un regulador de velocidad electrónico. Todas las unidades que se conectarán a la red deben tener la misma configuración de caída, de modo que todas las plantas respondan de la misma manera a los cambios instantáneos de frecuencia sin depender de la comunicación externa. [4]
Además de la inercia dada por el funcionamiento en paralelo de los generadores síncronos, [5] la caída de velocidad de frecuencia es el parámetro instantáneo primario en el control de la potencia de salida de una planta de energía individual ( kW ). [6]
Ver también
Referencias
- ^ William D. Stevenson, Jr., Elementos de análisis de sistemas de potencia, tercera edición , McGraw-Hill, Nueva York (1975) ISBN 0-07-061285-4 página 378-379
- ^ "Control del gobernador" . Control.com . Consultado el 24 de diciembre de 2015 .
- ^ "Datos de frecuencia en tiempo real - Últimos 60 minutos" . Red Nacional . Consultado el 24 de diciembre de 2015 .
- ^ Caída de velocidad y generación de energía. Nota de aplicación 01302. 2. Woodward. Velocidad
- ^ Proyecto VSYNC
- ^ Whitaker, Jerry C. (2006). Los sistemas de alimentación de CA Handbook . Boca Raton, Florida: Taylor y Francis. pag. 35. ISBN 978-0-8493-4034-5.
Otras lecturas
- Alfred Engler: Aplicabilidad de caídas en redes de baja tensión . Revista Internacional de Recursos Energéticos Distribuidos, Vol 1, No 1, 2005.