Capitulo 1. Potencia Activa y Frecuencia. SISTEMAS DE POTENCIAS II

UNEXPO DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD

CAPITULO 1

CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y FRECUENCIA El control de la frecuencia esta íntimamente ligado al control de la potencia activa, siendo

la frecuencia una variable que se debe mantener constante para garantizar su calidad. El

valor del módulo de la tensión es poco significativo en este control, la expresión que

relaciona el voltaje con la potencia activa es la siguiente:

V1 V2 donde V1 : módulo del voltaje del punto1 P12 = Sen ð V2 : módulo del voltaje del punto 2 X12 X12 : módulo de la reactancia que une los puntos 1 y2 ð : ángulo de la tensión de la barra 2 tomando como referencia la barra 1 en cero grado

Esta es una ecuación simplificada que permite analizar el sentido del flujo de potencia

activa dependiendo del ángulo de la tensión como se detalla a continuación:

Cuando ð > 0 P12 es negativo, indicativo de un flujo del punto 2 a 1

ð = 0 P12 es cero, no hay flujo del punto 1 a 2

ð < 0 P12 es positivo indicativo de un flujo del punto 1 a 2

21

P12

En esta se observa que el sentido de la potencia activa esta ligada al ángulo de la tensión y

no así a su módulo, siendo su dirección del punto de mayor ángulo al punto de menor

ángulo. En la práctica la variable ángulo es poco controlable, por lo que el flujo de

Control de potencia activa y frecuencia. Sistemas de Potencia II 1


potencia activa estará en función de las fuentes de generación y de las impedancias de la

red.

Entre los objetivos que se persiguen para mantener el control de la potencia activa están los

siguientes:

1. Mantener la frecuencia en un valor constante.

2. Garantizar capacidad de regulación.

3. Permitir operar con reserva.

4. Mantener el intercambio entre áreas en el valor programado.

5. Asistir en casos de emergencia.

6. Operar las unidades dentro de su rango de eficiencia económica.

A continuación se comentan cada uno de estos factores

MANTENER LA FRECUENCIA EN UN VALOR CONSTANTE

La frecuencia en una unidad generadora viene esta relacionada con la velocidad de acuerdo

a la siguiente expresión:

v = 120 f

Número de polos

En donde el número de polos es un valor fijo una vez que la máquina ha sido construida,

por lo que una velocidad constante será indicativo de una frecuencia constante. Asimismo,

el equilibrio entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica ( Pmec=Pe ) en un generador

no producirá una potencia acelerante manteniendo la velocidad constante, es decir, al

garantizar una potencia mecánica en el generador igual a la potencia de carga se obtiene

una frecuencia constante.



El gobernador de velocidad es un sistema de control asociado a la unidad generadora que

permita mantener la velocidad constante, garantizando así el equilibrio entre la potencia

mecánica y la potencia eléctrica a frecuencia constante.

Un incremento en la potencia de carga creará un desequilibrio momentáneo entre la

potencia mecánica y la potencia eléctrica ( Pmec<Pe ) originando una potencia

desacelerante que reducirá la velocidad y la frecuencia. Esta variación en la velocidad será

captada por el gobernador quien ordenará incrementar la potencia mecánica para volver a la

condición de equilibrio. De forma similar, una reducción de la potencia de carga originará

momentáneamente una potencia acelerante ( Pmec>Pe ) incrementando la velocidad, siendo

el gobernador el encargado de reducir la potencia mecánica para volver a la condición de

equilibrio.

En la industria muchos procesos dependen de un buen control de la frecuencia, un ejemplo

de ésto lo constituyen los laminadores utilizados en las empresas del aluminio, estos

laminadores tienen una serie de rodillos movidos por motores síncronos que permiten

producir láminas de espesor constante, variaciones de cierta magnitud en la frecuencia

pudieran variar la velocidad de estos motores produciendo láminas de espesor no uniforme,

lo que atentaría contra la calidad del producto.

GARANTIZAR CAPACIDAD DE REGULACION

En principio cada unidad generadora debe mantener una capacidad de regulación tanto para

su control primario ejercido por el gobernador como por el control secundario ejercido por

el control automático de generación. Existe una capacidad de regulación inferior y superior

que define el rango de actuación del control secundario establecido por el CAG. La

capacidad inferior de regulación viene dada por el rango establecido por el valor mínimo de

generación permitido en el generador y el valor actual de generación, este valor mínimo es

un valor de potencia fuera de la zona de cavitación o vibración y dentro el zona de mejor

eficiencia de la máquina, este punto pudiera estar en un valor igual al 60% de la capacidad

nominal del generador. La capacidad superior de regulación viene establecido por el rango



comprendido entre el valor máximo de generación que típicamente es el valor nominal del

generador y el valor actual de generación (ver figura N° 1.1).

RANGOS DE REGULACION

capacidad inferior de regulación

valor máximo de generación

valor mínimo de generación

capacidad superior de regulación

valor actual de generación

Figura N° 1.1 El valor mínimo o máximo de generación utilizados por los controles primario y secundario

usualmente no son los mismos, para el control primario se utiliza un valor muy bajo que

pudiera ser cercano a cero potencia de modo que la máquina tenga suficiente rango para

bajar potencia y responder ante rechazos masivos de carga, mientras que para el valor

máximo se utiliza el valor nominal del generador y a veces un valor un poco más grande

cuando la turbina presenta un valor de potencia nominal superior al del generador. En el

control secundario, establecido por el control automático de generación se usan unos rangos

un poco más estrechos, siendo típicamente su valor máximo la potencia nominal de la

máquina y su valor mínimo un valor fuera de la zona de cavitación o vibración y cercano a

la zona de mejor eficiencia de la unidad (ver figura N° 1.2). Es conveniente recordar que el

control automático de generación es un software instalado en un computador trabajando en

tiempo real que permite ajustar la generación sobre la base de una consigna de control, que

considera elementos tales como el control de la frecuencia, potencia activa, capacidad de

regulación, eficiencia económica, etc, la idea es que el control automático de generación

mantenga la máquina operando dentro de un rango aceptable sin alcanzar los extremos, a

menos que suceda una emergencia donde sea el gobernador quien ejerza el control de forma

exclusiva hasta sus valores máximos, en ese caso el control automático de generación se



suspendería. Esta afirmación tiene sus excepciones siendo abordado este tema con mayor

profundidad en el capítulo dedicado al control automático de generación.

RANGOS DE REGULACION POR GOBERNACION Y POR EL CONTROL AUTOMATICO DE GENERACION (C.A.G.)

capacidad superior de regulación

capacidad inferior de regulación capacidad inferior de regulación por gobernación

capacidad superior de regulación por gobernación

valor máximo de generación por gobernación

valor mínimo de generación por gobernación

valor máximo de generación por C.A.G.

valor mínimo de generación por C.A.G.

valor actual de generación

Figura N° 1.2

El control de la potencia activa de una forma eficiente permitirá mantener siempre

capacidad de regulación para que los sistemas de control puedan ejercer su acción de

control.

PERMITIR OPERAR CON RESERVA

Existen tres categorías para definir la reserva estas son:

• Reserva rodante.

• Reserva de arranque rápido.

• Reserva de arranque lento.

Esta clasificación esta muy ligada al tipo de turbina asociada a la unidad generadora. En

este sentido la reserva rodante se refiere a la potencia que puede suministrar el generador en

un determinado momento para lograr el balance generación-carga ante un desbalance en el



Sistema, en este caso la reserva se corresponde con la diferencia del valor actual de

generación con respecto a los rangos máximos y mínimos de potencia por gobernación. La

reserva de arranque rápido se refiere a la potencia de aquellas unidades que están fuera de

servicio pero están disponibles para ser sincronizadas en un lapso entre quince y veinte

minutos, en esta categoría pueden incluirse los generadores con turbinas hidráulicas o a gas.

La reserva de arranque lento se refiere a la potencia de aquellas unidades que están fuera de

servicio pero están disponibles para ser sincronizadas, sin embargo por sus procesos de

conversión de energía requieren horas de preparación antes de ser sincronizadas, en esta

categoría pueden incluirse los generadores con turbinas a vapor. En el capítulo referente a

turbina se explica en detalle los procesos correspondientes para cada una de las turbinas.

La reserva esta muy relacionada con el arranque y parada de unidades generadoras, la

demanda de un sistema eléctrico presenta un ciclo de carga que implica pasar de una

demanda máxima en la hora pico del Sistema a una demanda mínima, típicamente la

diferencia entre estos dos valores es bastante amplia que no pudiera ser controlada

simplemente con reducir la generación, es necesario parar y arrancar unidades diariamente.

Para ilustrar estas afirmaciones se puede tomar como ejemplo de análisis el caso del

Sistema Eléctrico Venezolano, para esto en la figura N° 1.3 se muestra el ciclo de carga

diario de la potencia demandada en el Sistema. De acuerdo a este comportamiento, la

diferencia entre el valor máximo y el valor mínimo es de 2800 MW, este valor de potencia

representa la generación correspondiente a 4.5 unidades de casa de máquinas N°2 de Guri,

cuyas unidades son de una potencia nominal de 630 MW.



CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL

7000

8000

9000

10000

11000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24horas del día

carga (MW)

Figura N° 1.3 Para el control de la frecuencia dado este ciclo de carga, es necesario reducir o incrementar

la generación en concordancia con las variaciones de carga, por lo tanto, si se deseara

mantener constante el número de unidades generadoras sincronizadas, debería reducirse la

generación a valores que en muchas unidades implica operar por debajo de su nivel mínimo

recomendado de generación, originando problemas de cavitación o vibración y provocando

operar en la zona de baja eficiencia de la máquina. Para evitar estos efectos se recurre al

arranque y parada diario de unidades.

Atendiendo a este comportamiento, el arranque y parada de unidades es de acuerdo a la

siguiente explicación: a primeras horas de la mañana (07:00 a.m.) cuando la carga empieza

a subir se inicia el proceso de arranque de unidades, a eso de las 09:00 a.m. ya se ha

culminado el arranque manteniéndose estable con este número de generadores

sincronizados durante el día, en estas condiciones las reducciones o incrementos de carga

se controlan bajando o subiendo generación pero sin variar el número de unidades

sincronizadas. En horas de la noche (06:00 p.m.), cuando comienza el ascenso de la carga

en la cercanía de la hora punta del sistema que ocurre a las 08:00 p.m. de la noche,

comienza el arranque de las unidades que sólo serán utilizadas para cubrir la demanda pico,

una vez que se supera esta condición a eso de las 10:00 p.m. comienza el proceso de parada

de aquellas unidades que fueron arrancadas para cubrir el pico de demanda. En la medida



que comienza la madrugada se paran otra serie de unidades por baja carga, las cuales serán

arrancadas nuevamente en las primeras horas de la mañana.

El tipo de proceso involucrado en la turbina determina que tipo de unidades pueden ser

arrancadas y paradas diariamente. En este sentido, las turbinas a vapor no pueden ser

consideradas en esta labor, debido a que estas unidades requieren horas de preparación para

ser sincronizadas que no garantizarían su disponibilidad inmediata. Por lo tanto, estas

unidades se operan en un modo base a potencia constante. Por el contrario, las unidades con

turbinas a gas o hidráulica si permiten un arranque en pocos minutos y con costos bajos,

utilizándose éstas para el control diario de arranque y parada de unidades.

Por ser el combustible utilizado por las turbinas hidráulicas de menor costo con respecto a

las turbinas a gas, típicamente se prefiere mantener sincronizadas el mayor número de

unidades con turbinas hidráulicas, siendo éstas las unidades que se arrancan a primeras

horas de la mañana para garantizar un mayor número de horas en servicio en estas

unidades, prefiriéndose el arranque de las unidades con turbinas a gas sólo para la hora

punta donde el número de horas en servicio es corto. Sin embargo, no quiere decir esto que

durante el día no se tienen unidades con turbinas a gas sincronizadas, dado que por

necesidades de soporte de tensiones, limitaciones en la transferencia de potencia entre áreas

o criterios estratégicos muchas veces se mantiene un nivel de generación con turbinas a gas

en ciertas áreas del Sistema. En el Sistema Venezolano este es el patrón que se sigue, con

la diferencia que para la hora punta se sincronizan mayormente unidades con turbinas

hidráulicas debido a que el parque generador con turbinas a gas no es muy elevado. En la

figura N° 1.4 se muestra gráficamente sobre la curva de demanda del Sistema la forma

como se utiliza el parque generador.



CURVA DE COMPORTAMIENTO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL INDICANDO EL TIPO DE TURBINA UTILIZADA PARA

GENERAR

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

horas del día

carga (MW)

Turbina a gas Turbina a vapor Turbina hidraulica

Figura N° 1.4

MANTENER EL INTERCAMBIO ENTRE AREAS EN EL VALOR

PROGRAMADO

En un Sistema Eléctrico existen áreas bien diferenciadas definidas por las distintas

compañías que interactuan en el mercado eléctrico y en algunas ocasiones definidas

también por las condiciones topológicas de la red, entre estas áreas típicamente se establece

un nivel de intercambio el cual puede ser acotado por:

• Limitaciones de transmisión

• Costo de la energía

• Soporte de tensiones

• Regulación de frecuencia

• Deficiencias de generación.



Para entender estos considerandos supóngase una red eléctrica con dos áreas como las

indicadas en la figura N° 1.5, entre estas áreas puede establecerse la transferencia de

potencia en un valor determinado de una área a otra, como se enumeró anteriormente esto

puede ser por:

AREAS DE CONTROL CON INTERCAMBIO DE POTENCIA ACTIVA

G3 G2

G1

G2

G3 G4

G1

AREA 1 AREA 2

Figura N° 1.5

a) Limitaciones de transmisión

En la red indicada, supóngase que las unidades del área 1 son unidades con turbinas

hidráulicas donde los costos de producción de energía son bajos en comparación con las

unidades del área 2, donde se tienen unidades con turbinas a vapor donde los costos son

más elevados; en estas condiciones le convendría a la compañía eléctrica maximizar su

compra de energía al área 1 para satisfacer los requerimientos de energía de los clientes de

su área, sin embargo pudiera darse el caso que el intercambio máximo entre las dos líneas

de interconexión este limitado a un valor inferior a la potencia requerida por el área 2, esta

limitación puede venir dada por problemas de capacidad térmica, donde un valor superior al

establecido conlleve a problemas de sobrecarga por estas líneas o puede ser que esta

limitación venga dada por el límite de transmisión por estabilidad transitoria, donde la

violación del límite conllevaría a un apagón en caso de ocurrir una contingencia.



En el caso presentado aun siendo conveniente desde el punto de vista económico comprar

la máxima potencia posible del área 1, debe limitarse el intercambio al valor máximo

posible y garantizar no excederse, permaneciendo en el valor programado, el resto de la

potencia requerida por el área 2 debe generarla con las unidades de su área, así ésta sea más

costosa de producir.

b) Costo de la energía: este considerando se explica fácilmente con el ejemplo anterior,

dependiendo de los costos de producción de energía, aun área le convendría dejar de

generar en su área para comprar esta energía al área vecina donde los costos de producción

son más bajos. En estos casos, se suelen establecer contratos de energía donde se estipula el

valor a vender por hora, donde la violación de esta cuota en exceso o en defecto conllevaría

en el primer caso a una penalización y en el segundo caso a pagar esa energía así no la haya

consumido, como se observa el control fino de la potencia de intercambio es de suma

importancia utilizándose para esto el control automático de generación, el cual permite

ajustar el intercambio en un valor constante, para mayor información véase el capitulo

referente a dicho control.

c) Soporte de tensiones : este es el caso donde la producción y transmisión de energía

dentro de una área no tiene el suficiente soporte de reactivos, tal vez por falta de equipos de

compensación que garanticen la calidad de la tensión, en estos casos la interconexión con

otras áreas pudiera cambiar la distribución del flujo de potencia activa por las líneas

reduciendo las caídas de tensión por las mismas, a la vez que se tendría el soporte de

reactivos del área vecina. En este caso el intercambio debe limitarse al valor necesario para

garantizar la calidad de la tensión.

d) Regulación de frecuencia: en algunas ocasiones alguna área pudiera no contar con un

control automático de generación, que entre otras cosas garantiza mantener la frecuencia

constante o puede ser que cuente con este tipo de control pero no tenga suficiente capacidad

de regulación, en estas condiciones se establece la interconexión con un intercambio de

potencia que pudiera ser cero, simplemente se desea tener la fortaleza del área vecina en el



control de la frecuencia. De ocurrir un desbalance generación-carga se produciría el

intercambio de potencia entre las áreas, una vez pasada la situación de desbalance se

reajusta la generación entre estas para retornar a intercambio cero o para volver al

intercambio programado si este se hubiera establecido con anterioridad por alguno de los

considerandos anteriormente explicados.

e) Deficiencias de generación: se presenta cuando una área no puede satisfacer su demanda

con la generación existente en su área, en ese caso se establece el intercambio por el valor

necesario para cubrir la deficiencia.

En Venezuela se presentan una combinación de los factores enumerados para establecer el

intercambio entre las diferentes áreas definidas por las compañías eléctricas prestadoras del

servicio, aunque por no ser el mercado venezolano competitivo sino manejado en su

mayoría por el estado, el factor de competencia económica es de poca relevancia. El

intercambio se establece desde la empresa EDELCA poseedora de cerca del 70% de la

capacidad instalada de energía, con unidades que operan con suficiente regulación con la

asistencia de un control automático de generación y con una red de transmisión a 765 kV y

400 kV con alto efecto Ferranti, que permite la producción de reactivos para soportar

tensiones hacia las diferentes áreas representadas por las distintas empresas como lo son:

CADAFE, ENELVEN, E. De C., ENELBAR, etc. La excepción la constituye la empresa la

Electricidad de Caracas, que presenta un alto parque térmico como para cubrir casi toda su

demanda a través de unidades generadoras con turbinas a gas y a vapor, utilizando como

combustible gas en su mayor porcentaje, donde en el establecimiento de los niveles de

intercambio tiene un mayor peso el factor económico, sin embargo para el control de la

frecuencia dependen de la empresa EDELCA.

ASISTIR EN CASOS DE EMERGENCIA

Este considerando se refiere a los intercambios no programados de potencia activa entre

áreas producto de una contingencia en cualquiera de las áreas, para explicar esta acción

considérese el ejemplo de las dos áreas anteriores, donde por razones económicas se



estableció un intercambio programado desde el área 1 al área 2, sin embargo hay suficiente

generación en el área 1 y capacidad de transmisión como para intercambiar mas potencia. A

pesar de esta mayor capacidad de transmisión, ésta no es utilizada porque le resulta más

conveniente desde el punto económico al área 2 generar en su propia área. En estas

condiciones se produce el disparo de un generador del área 2, de forma inmediata se

establece un intercambio mayor desde el área 1 hacia el área 2 producto de la respuesta de

los gobernadores, la acción a seguir consistiría en incrementar la generación en el área 2

para retornar al intercambio programado, de no existir capacidad de generación en el área 2

esta potencia en exceso transmitida constituye la potencia de emergencia.

En los contratos de interconexión este tipo de eventualidades esta previsto, donde se

establecen los reglamentos para estas asistencias así como los costos que típicamente son

mayores para estos kilovatios-hora extra. En el control de la potencia y la frecuencia es

importante que esta potencia de emergencia que constituye la reserva rodante se haya

previsto, de lo contrario se produciría racionamientos o desviaciones importantes de la

frecuencia.

OPERAR LAS UNIDADES DENTRO DE SU RANGO DE EFICIENCIA

ECONOMICA

El factor económico es cada día un elemento de mayor peso a la hora de decidir que

unidades deben utilizarse para ser sincronizadas y así satisfacer los requerimientos de la

carga cumpliendo con los parámetros de calidad. En América Latina, casi todos los países

han emprendido o están iniciando el cambio en los agentes del mercado para enrumbar el

mercado eléctrico hacia una economía abierta, donde todo aquel inversionista que tenga

capital y cumpla con una serie de exigencias de orden técnico, que garantice un buen

servicio a los usuarios, pueda invertir en la instalación de una planta eléctrica.

En Venezuela este proceso se inició con la aprobación de una nueva ley eléctrica que rige

el sector eléctrico, aunque su aplicación directa no ha comenzado, en vista que a la fecha



se están cumpliendo los lapsos de prorroga previstos en la misma ley para que las

compañías adapten sus estructuras para funcionar en un mercado competitivo no

verticalizado. Asimismo, se comenzó la venta al sector privado del servicio de

distribución y generación de ciertas localidades. En un mercado abierto, las posibilidades

de generar se basan en ofertar el kilovatio-hora al menor costo posible, esto lógicamente

una vez cubiertas los bloques de generación necesarios para mantener el perfil de tensión de

una área, se cubran las limitaciones de transmisión, etc quienes impondrán generar en

ciertas áreas a pesar de que el costo de producción de energía no sea el más económico.

Existen ciertas técnicas que permiten establecer un despacho hidrotérmico basado en

conceptos clásicos como lo representa el costo incremental, donde se establece que el

esquema adecuado de generación es aquel donde los costos increméntales son iguales en

todas las unidades o lo que equivale decir el punto donde producir un kilovatio-hora más en

cualquier unidad es el mismo. Al incluir en este análisis unidades hidráulicas debe

asignársele un costo al agua, como a cualquier otro combustible, sin embargo este análisis

puede complicarse cuando se le añaden otros factores como son los costos de arranque de

una unidad, la preservación de los embalses por consideraciones ornamentales y ecológicas,

el menor gasto del combustible en especial en las unidades hidráulicas donde el gasto de

agua debe ser función de las estaciones hidrológicas, efectos contaminantes de los

combustibles fósiles, etc.

En conclusión la idea es sembrar la inquietud de que a la hora de definir un esquema de

generación no solamente se siguen consideraciones de confiabilidad, seguridad, etc sino

que el factor económico juega un papel importante en el control de la potencia activa.


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