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 utiliza comúnmente como el modo de control de velocidad del regulador de un motor primario que impulsa un generador síncrono conectado a una red eléctrica . Funciona controlando la tasa de potencia producida por el motor primario de acuerdo con la frecuencia de la red. Con el control de velocidad de caída, cuando la red está operando a la frecuencia de operación máxima, la potencia del motor primario se reduce a cero, y cuando la red está a la frecuencia de operación mínima, la potencia se establece en 100% y valores intermedios en otras frecuencias de operación.
Este modo permite que los generadores sincrónicos funcionen en paralelo, de modo que las cargas se comparten entre los generadores con la misma curva de caída en proporción a su potencia nominal.
En la práctica, las curvas de caída de potencia que utilizan los generadores en las grandes redes eléctricas no son necesariamente lineales ni iguales, y los operadores pueden ajustarlas. Esto permite que la proporción de potencia utilizada varíe en función de la carga; por ejemplo, los generadores de carga base generarán una mayor proporción con una demanda baja. La estabilidad requiere que, en el rango de frecuencias 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 sistemas de almacenamiento en red. Con el control de la velocidad de caída, esos sistemas extraerán energía de la red a frecuencias más altas que el promedio y la suministrarán a frecuencias más bajas.
La frecuencia de un generador síncrono viene dada por
dónde
La frecuencia (F) de un generador síncrono es directamente proporcional a su velocidad (N). Cuando varios generadores síncronos están conectados en paralelo a la red eléctrica, la frecuencia es fijada por la red, ya que la potencia de salida individual de cada generador será pequeña en comparación con la carga en una red grande. Los generadores síncronos conectados a la red funcionan a distintas 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 cero 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 principal. Debido a que la velocidad real del motor principal está fijada por la red, esta diferencia entre la referencia de velocidad y la velocidad real del motor principal se utiliza para aumentar el flujo de fluido de trabajo (combustible, vapor, etc.) hacia el motor principal y, por lo tanto, aumenta la potencia de salida. Lo contrario será cierto para la disminución de la potencia de salida. La referencia de velocidad del motor principal siempre es mayor que la velocidad real del motor principal. La velocidad real del motor principal puede "disminuir" o disminuir con respecto a la referencia, 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 cero hasta la carga base, entonces el porcentaje de caída se da por
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) necesaria para una acción del regulador del 100 %.
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 potencia de salida, y viceversa. Este tipo de control se conoce como control "directamente proporcional". Si toda la red tiende a sobrecargarse, la frecuencia de la red y, por lo tanto, la velocidad real del generador disminuirán. Todas las unidades verán un aumento en el error de velocidad y, por lo tanto, aumentará el flujo de combustible a sus motores primarios y la potencia de salida. De esta manera, el modo de control de caída de velocidad 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 a un sistema tienen el mismo control de velocidad de caída, compartirán la carga proporcional a las capacidades nominales de la máquina. [1]
Por ejemplo, la fórmula puede utilizarse para aumentar o disminuir el flujo de combustible en una turbina de gas de servicio pesado diseñada por 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 = Constant
FSKRN1 = Constant
La fórmula anterior no es más que la ecuación de una línea recta (y = mx + b).
Varios generadores sincrónicos que tienen un ajuste de caída porcentual igual conectados a una red compartirán el cambio en la carga de la red en proporción a su carga base.
Para el 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 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 potencia de salida para una combinación particular de generador y motor de arranque se realizan elevando lentamente la curva de caída mediante el aumento de 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 conecten 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 en la frecuencia sin depender de la comunicación externa. [4]
Además de la inercia dada por el funcionamiento en paralelo de los generadores sincrónicos, [5] la caída de velocidad de frecuencia es el parámetro instantáneo principal en el control de la potencia de salida de una planta de energía individual ( kW ). [6]
