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Control automático de generación. (AGC). Miguel Dávila. Jefferson Gutama
[email protected] [email protected] Wilson Landy Dario Tello
Resumen—texto
descriptivo del trabajo.
Index Terms—agc,
frecuencia carga.
I. I NTRODUCCIÓN. Con una acción de control primaria en la velocidad, un cambio en la carga del sistema resultaría en una desviación de la frecuencia de estado estacionario, dependiendo de la caída característica del controlador y la sensibilidad de la carga a la Figura 1. frecuencia. todas las unidades generadoras con velocidades controladas, El efecto efecto del contro controll integ integral ral asegur aseguraa un error error cero cero de contribuirán al cambio global en la generación, independienfrecuencia en estado estable. temente de la ubicación de la carga. La acción de control adicional es más lenta que la acción de La restauración de la frecuencia del sistema, al valor nocontrol primaria en la velocidad, por lo tanto toma efecto luego minal, necesita de acciones de control adicionales que ajustan del control primario de velocidad, (el cual actua en todas las la carga a un punto de referencia (variando la velocidad del unidades reguladas), estabilizando la frecuencia del sistema, motor). así, AGC, calibra los ajustes de referencia de carga de unidades Sin embargo las formas básicas de controlar la potencia seleccionadas, como su despacho de potencia, anulando los primotora para igualar las variaciones de carga en el sistema efectos efectos de las característi características cas de frecuenci frecuenciaa compuest compuestaa del de una manera adecuada es a través del control de puntos de sistema de potencia, al hacerlo, restaura la generación de todas referencia de la carga en unidades generadoras seleccionadas, las unidades tengan o no ACG, a valores programados. dado que la carga de un sistema se halla en constante cambio, es necesario cambiar el despacho de los generadores automáticamente. interconectados. El objetivo primario del control de generación automático I-B. AGC en sistemas de potencia interconectados. (AGC), es regular la frecuencia a un valor nominal especificaPara desarrollar las bases del control adicional de sistemas do y mantener el intercambio de potencia entre áreas de control de potencia interconectados, se debe observar el desempeño a valores programados, al ajustar la salida de generadores del control primario de velocidad, considerando el sistema seleccionados (control carga-frecuencia LFC). mostrado en la figura 2. Un objetivo secundario es distribuir la carga requerida entre unidades de generación para minimizar costos operativos.
I-A.
AGC en sistemas de potencia aislados.
En un sistema de potencia aislado, mantener el intercambio de potencia no es un problema, la función de AGC, es restaurar la frecuencia a un valor nominal especificado, esto se logra adicionando un reset o un control integral el cual actúa en los ajustes de referencia del controlador de unidades con AGC, fig. 1
Figura 2.
Para los estudios de frecuencia-carga, cada área puede ser represen representada tada por una unidad unidad de generació generaciónn equival equivalente, ente, la cual muestra el rendimiento global, tal modelo compuesto es aceptable, si se ignora las oscilaciones intermáquina dentro de cada área, figura 3
2
∆f = ∆ω1 = ∆ω2 =
−∆P L
1
R1
+
1
R2
+ (D + D ) 1
(4)
2
Considerando los valores de estado estable, seguidos por un incremento en la carga en el área 1, ∆P L1 , se tiene.
Figura 3.
El flujo de potencia en la linea de interconexión entre las áreas es. P 12 =
E 1 E 2 sin(δ 1 − δ 2 ) X T
(1)
(5)
∆P m1 − ∆P 12 − ∆P L1 = ∆f D1
En el área 2. (6)
∆P m2 + ∆P 12 = ∆f D2
El cambio en la potencia mecánica depende de la regulación.
Al linealizar en un punto operativo inicial representado como δ 1 = δ 10 y δ 2 = δ 20 se tiene.
∆P m1 =
−∆f R1
(7)
(2)
∆P m2 =
−∆f R2
(8)
∆P 12 = T ∆δ 12
Donde ∆δ 12 = ∆δ 1 − ∆δ 2 , y T es el coeficiente de torque sincrónico dado por. E 1 E 2 T = cos(δ 10 − δ 20 ) X T
Sustituyendo la ecuación 7 en la ecuación 5 y la ecuación 8 en la ecuación 6 se obtiene.
(3)
La representación en diagramas de bloque se muestra en la figura 4, cada área es representada por un equivalente de inercia M, una constante de amortiguación de carga D, turbina, y sistema de control. con una efectiva disminución de velocidad R, la línea de interconexión es representada por el coeficiente de torque sincrónico T; Un ∆P 12 positivo representa un incremento en la transferencia de potencia desde el área 1 hacia el área 2. Este efecto es similar a incrementar la carga del área 1 y reducirla en el área 2. Un ∆P 12 negativo, es una retro alimentación, con signo negativo para el área 1 y positivo para el área 2.
∆f
1
R1
+ D1
(9)
= −∆P 12 − ∆P L1
Y ∆f
1
R2
+ D2
(10)
= ∆P 12
Al resolver las ecuaciones 9 y 10, se obtiene. ∆f =
Y
∆P 12
−∆P L1
1
R1
+D + 1
L1
1
R2
−∆P = β + β +D 2
1
(11)
2
+D −∆P β = = β + β +D + +D −∆P L1
1
R1
1 R2
2
L1
1
1
R2
2
1
2
(12)
2
Donde β 1 y β 2 son la respuesta en frecuencia compuesta característica de las áreas 1 y 2 respectivamente, las relaciones anteriores pueden ser representadas como en la figura 5.
Figura 5.
Figura 4.
En estado permanente la desviación de frecuencia (f-f0), es la misma para las 2 áreas, para un cambio total de carga de ∆P L
Un incremento en el área 1 por ∆P L1 resulta en una reducción de frecuencia en ambas áreas y un flujo de potencia en la linea de interconexion de ∆P 12 . Un ∆P 12 negativo, indica un flujo desde el área 2 hacia el área 1, la inversión flujo en la linea de interconexion, muestra la contribución de las características de regulación R1 + D de un área a otra.
3
De manera similar, para un cambio en la carga del área 2 por ∆P L2 se tiene. ∆f =
−∆P L2 β 1 + β 2
(13)
Y ∆P 12 = −∆P 21 =
∆P L2 β 1 β 1 + β 2
(14)
Las relaciones anteriores forman las bases para el control carga-frecuencia de sistemas interconectados. I-C.
Bias de control de frecuencia en línea de enlace
El objetivo básico del control adicional, es el de restaurar el balance carga y generación entre cada área, lo cual se cumple cuando las acciones de control mantienen. frecuencia en valores programados. intercambio de potencia con áreas vecinas a valores programados. El control adicional en un área dada debería, idealmente corregir solo los cambios en esa área, en otras palabras, si hay un cambio de carga en el área 1, debería el control adicional tomar acción solo en el área 1 y no en el área 2. Con base en las ecuaciones anteriores (11 a 14), se nota que una señal de control compuesta por una desviación de flujo en la linea de enlace, adiciona una desviación de frecuencia ponderada por un factor bias, haciendo posible los objetivos deseados, esta señal de control se conoce como error en área de control (ACE). De las ecuaciones 9 y 10, es aparente que un factor de bias adecuado para un área es su característica respuesta frecuencia β , así el error de control de área para el área 2 es. ACE 2 = ∆P 21 + B2 ∆f
(15)
Donde. B2 = β 2 =
1 + D2 R2
(16)
De forma similar, para el área 1. ACE 1 = ∆P 12 + B1 ∆f
(17)
donde B1 = β 1 =
1 + D1 R1
(18)
El ACE, representa el cambio de generación requerido en un áreas, y su unidad es MW −1 , la unidad usada normalmente para expresar el factor de bias para la frecuencia B es M W/0,1Hz. la figura 6, muestra como el control adicional es implementado, y aplicado a unidades seleccionadas en cada área, actuando sobre los puntos de referencia de carga. La característica frecuencia-respuesta de área 1 + D necesita para establecerse los factores de bias, R mismos que pueden ser estimados al examinar registros gráficos siguiendo un disturbio significativo tal como una súbita perdida de una gran unidad.
Figura 6.
