El control de velocidad de caída es un modo de control utilizado para generadores de energía eléctrica de CA, mediante el cual la potencia de salida de un generador se reduce a medida que aumenta la frecuencia de la línea. Se utiliza comúnmente como 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 primario de acuerdo con la frecuencia de la red. Con el control de caída de velocidad, cuando la red está operando a la frecuencia máxima de operación, la potencia del motor primario se reduce a cero, y cuando la red está a la frecuencia mínima de operación, la potencia se establece en 100%, y valores intermedios en otras frecuencias operativas.
Este modo permite que los generadores síncronos funcionen en paralelo, de modo que las cargas se compartan entre 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 grandes redes eléctricas no son necesariamente lineales ni iguales y pueden ser ajustadas por los operadores. Esto permite que la proporción de energía utilizada varíe dependiendo de la carga, por lo que, por ejemplo, los generadores de carga base generarán una proporción mayor con baja demanda. La estabilidad requiere que, en el rango de frecuencia de funcionamiento, la potencia de salida sea una función monótonamente decreciente de la frecuencia.
El control de la velocidad de caída también se puede utilizar en los sistemas de almacenamiento de red. Con el control de caída de velocidad, esos sistemas extraerán energía de la red a frecuencias superiores a la media y la suministrarán a frecuencias más bajas.
La frecuencia de un generador síncrono está dada por
dónde
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 red fija la frecuencia, ya que la producción de energía individual de cada generador será pequeña en comparación con la carga en una red grande. Los generadores síncronos conectados a la red funcionan a varias velocidades pero todos funcionan a la misma frecuencia porque se diferencian 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 vacío hasta carga completa, la velocidad real del motor primario 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 rejilla, esta diferencia en la referencia de velocidad y la velocidad real del motor primario se utiliza para aumentar el flujo de fluido de trabajo (combustible, vapor, etc.) al motor primario y, por lo tanto, la producción de energía. está incrementado. Lo contrario será cierto para la disminución de la producción de energía. 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 de ahí 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 con carga base, entonces el % de caída viene dado por
En este caso, la velocidad de referencia 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 una configuración de caída del 4%. Por lo tanto, la caída se expresa como el cambio porcentual en la velocidad (de diseño) requerida para una acción del 100% del gobernador.
Como la frecuencia es fija en la red, y por lo tanto la velocidad real de la turbina también es fija, el aumento en la referencia de velocidad de la turbina aumentará el error entre la velocidad de referencia y la real. A medida que aumenta la diferencia, aumenta el flujo de combustible para aumentar la producción de potencia y viceversa. Este tipo de control se conoce como control "proporcional directo". Si toda la red tiende a sobrecargarse, la frecuencia de la red y, por tanto, la velocidad real del generador disminuirán. Todas las unidades verán un aumento en el error de velocidad y, por lo tanto, aumentarán el flujo de combustible a sus motores primarios y la producción de energía. 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 velocidad de referencia.
Se puede demostrar matemáticamente que si todas las máquinas sincronizadas con un sistema tienen el mismo control de velocidad de caída, compartirán la carga en proporción a las capacidades de la máquina. [1]
Por ejemplo, la fórmula puede dar cómo se aumenta o disminuye el flujo de combustible en una turbina de gas de servicio pesado de diseño GE,
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 con un ajuste de % de caída igual 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 centrales eléctricas suelen funcionar con una caída de velocidad del cuatro o cinco por ciento. [2] [ cita necesaria ] 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 giratoria total de todos los generadores y motores que funcionan en la red. [3] Los ajustes en la potencia de salida para una combinación particular de motor cebador y generador se realizan elevando lentamente la curva de caída aumentando la presión del resorte en un gobernador 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 vayan a conectar a una red deben tener el mismo ajuste de caída, de modo que todas las plantas respondan de la misma manera a los cambios instantáneos de frecuencia sin depender de comunicación exterior. [4]
Junto a la inercia dada por el funcionamiento en paralelo de generadores síncronos, [5] la caída de velocidad de frecuencia es el principal parámetro instantáneo en el control de la producción de energía ( kW ) de una planta de energía individual. [6]
