En este artículo, se expondrá en que
consiste el control primario, secundario y terciario, de los sistemas de
generación eléctrica.
4. CONTROL PRIMARIO SECUNDARIO Y TERCIARIO
4.1. Control de una turbina
4.1.1. Sistema de control de turbina
4.1.2. Sistema de Control Principal (Control del BOP)
4.1.3. El despacho
4.2. Control Primario
4.3. Control Secundario
4.4. Control Terciario
4.5. Sistema de Control Principal
-----
4.
CONTROL PRIMARIO SECUNDARIO Y TERCIARIO
4.1.
Control de una turbina
Primero, se expondrá de forma resumida, que controles pueden
intervenir en el control de carga de una turbina síncrona, que se conecta a la
red eléctrica a través de un generador.
4.1.1. Sistema de control de turbina
El sistema de control de
turbina está formado por varios armarios de control, cuyo diseño y fabricación, es normalmente responsabilidad del suministrador de la turbina.
Entre otras cosas, el Sistema de Control de Turbina constará del GOVERNOR
y del AVR (Que se mostraron en el artículo anterior):
-El
GOVERNOR: es un sistema
que regulará principalmente, la velocidad de giro de la turbina, cuando el generador está desacoplado
de la red y la potencia activa, cuando el generador está sincronizado con la
red.
Nota: Dentro de GOVERNOR, reside el
control primario, que se explicará más adelante.
- El AVR: Sistema que regulará entre otras cosas, la tensión cuando el
generador está desacoplado y la potencia reactiva, cuando el generador está
sincronizado con la red.
Nota: Además de estos sistemas, el
control de una turbina costa de otros sistemas, como el control del virador, aceite, vapor de sellos, vibraciones, etc...
4.1.2. Sistema de Control Principal
(Control del BOP)
Nota: Antes de nada, una pequeña
aclaración sobre que es el BOP (Balance Of Plant).
Básicamente, el BOP consiste en, todos los sistemas que quedan en una planta termoeléctrica, si se quita la turbina y la caldera.
Por ejemplo, algunos de los sistemas restantes que formarán parte del BOP son, el sistema de refrigeración, compresores de aire, compresores de gas, HVAC, PCI, ERM, planta de tratamiento de agua...
Se podría decir, que la turbina y la caldera, engloban
las tecnologías con un mayor know-how (estos sistemas se suelen llamar "el bloque de potencia").
El BOP lleva principalmente una gran
carga de construcción, combinada con mucho trabajo de integración de todos los sistemas entre si, buscando optimizar el funcionamiento de la planta.
Una de las principales fuentes de
ingresos en España ha sido la construcción, por lo que la contribución de España a este sector, ha sido
principalmente desarrollando el BOP.
Parte del alcance del BOP es
desarrollar, el "Sistema de Control Principal" de la planta.
El Sistema de Control Principal,
está formado por varios armarios de control, cuyo diseño y fabricación, son responsabilidad de la ingeniería del BOP.
Nota: Desarrollar el sistema de control
principal (sistema de control del BOP), es una gran oportunidad para cualquier
Ingeniero de Control, porqué le obligará a tener, una visión completa, del funcionamiento de toda la planta.
Este sistema de control, debe de coordinarse con el resto de los sistemas (Caldera, Plantas Paquetes...).
Uno de los sistemas con los que el sistema de control principal, se tendrá que
comunicar, será el sistema de control de turbina. Coordinando principalmente, el
arranque y la subida de carga.
Nota: A lo largo de este artículo, se mostrará que el Sistema de Control Principal, en la mayoría de los casos, no interviene
nunca en el control primario, ni secundario, ni terciario.
4.1.3. El despacho
El Sistema de Control
Principal, se comunicará con lo que se llama “despacho de carga”.
Se suele designar como "el
despacho" (load dispatch center), a la entidad, que se encarga de gestionar la red eléctrica del
país (o región).
La red eléctrica, envía al Sistema de Control Principal, una consigna de potencia, que tiene
que generar la planta, y este Sistema de Control Principal, debe retrasmitir al
Sistema de Control de Turbina, dicha consigna.
El Sistema de Control de
Turbina (a través del GOVERNOR), abriendo y cerrando la válvula que inyecta
vapor a la turbina, logrará producir, la potencia solicitada.
4.2.
Control Primario
El Control Primario es
una lógica de control integrada en el GOVERNOR de cada turbina.
En el anterior artículo, se
había llegado a la conclusión de que un generador síncrono acoplado a la red, no podía
controlar su velocidad, debido a que su velocidad, se la imponía la frecuencia
de la red eléctrica.
Sin embargo, una de las
funciones del GORVERNOR, cuando el generador está conectado en la red, es vigilar
e "intentar", mantener estable la velocidad de giro (frecuencia de la
red).
Dicho de otra forma, cuando el
generador está sincronizado con la red, aunque el GOVERNOR, no puede modificar la
velocidad de giro de la turbina, al menos, lo intenta.
¿Qué se quiere decir con "lo
intenta"? El generador está vigilando su velocidad, y si esta disminuye, quiere decir que la frecuencia de la red está bajando, por lo tanto, la red
eléctrica necesita más energía, hay una mayor demanda de energía de la esperada.
En este momento, aunque el
generador esté produciendo la potencia que le estaba indicando “el despacho” (la red eléctrica), el Control Primario del GOVERNOR solicitará a la válvula de control, que abra un
poco más, inyectando más vapor, y generando por tanto más megavatios.
Como todos
los generadores conectados a la red eléctrica, tienen su propio Control
Primario, al generar todos un poquito más de lo esperado, la frecuencia volverá
a subir y el sistema se mantendrá estable, gracias al aporte de todas las
plantas de generación a la vez.
Por ejemplo:
La red eléctrica
solicita 100MW y se lo comunica al Sistema de Control Principal de la planta, este a su vez se lo notifica al Sistema de Control de Turbina.
El Sistema de Control de
Turbina, se lo indicará al GOVERNOR.
Y el GOVERNOR jugará con la válvula que
inyecta el vapor, para generar los 100MW solicitados.
Pero, si de repente, se detecta que
la velocidad de la turbina disminuye (por lo que deducimos, que la frecuencia de
la red está cayendo), en ese momento, el Control Primario (programado en el del GOVERNOR), entra en funcionamiento y
empieza a solicitar, que la válvula de turbina inyecte más vapor.
Ahora, lo
importante deja de ser la potencia que se genere, y empieza a ser mantener la
frecuencia de la red.
Como consecuencia de esto, se dejará de generar los 100MW solicitados, y se pasará por ejemplo a generar
105MW.
El despacho (Red eléctrica) rápidamente, se dará cuenta, que las plantas están generando más MW de lo que
estaba estimado, y en ese momento, entrará en juego el Control Secundario.
Nota: Normalmente, dentro del control
primario, hay una limitación de los MW que tiene de margen el control primario para poder actuar. Esta limitación, suele estar configurada, entorno al +-5% de la potencia
generada.
Si por ejemplo, hay una consigna 100MW y la limitación está en el +-5%, el control primario no puede llevar a la planta a generar más de 105MW.
Por otro lado (aunque esté funcionando
el control primario), si la frecuencia de la red disminuye o aumenta, fuera de un
determinado valor umbral, llega un momento que las protecciones del generador dispararán, y la planta quedará desenganchada de la red sin poder generar electricidad.
4.3.
Control Secundario
Después de haber actuado el Control Primario (en pocos segundos y localmente), entrará en funcionamiento el Control Secundario.
El Control Secudario se realizada desde centro de control del despacho (oficinas del gestor de la red eléctrica).
Desde el despacho se
identificará rápidamente, que la generación, es superior o inferior a lo que
estaba previsto
En pocos minutos (aprox. 5 minutos), desde el despacho, se actualizarán las
consignas de potencia, solicitando nuevos valores de potencia, a las plantas de energía, que se puedan adaptar con una
mayor velocidad a una variación de la carga (como por ejemplo, las turbinas de
gas).
Tras actualizar las consignas a
algunas plantas de generación, la frecuencia se volverá a estabilizar, desactivándose
poco a poco la acción de los controles primarios.
Una vez que la red está
estabilizada por la acción del control secundario, unos 15 minutos más tarde, entrará
en funcionamiento el control terciario.
4.4.
Control Terciario
Tras
haber actuado el control secundario, la red eléctrica tiene que aceptar, que ha
habido un error en la previsión de la demanda energética, y para suplir dicho
error han entrado a funcionar, las plantas más rápidas, pero no, las más
eficientes.
Con la nueva demanda
estabilizada, la red estudiará cuales son las plantas que resulten más óptimas para absorber la nueva demanda.
Y en base a dicha
re-planificación, modificará de nuevo las consignas enviadas a cada planta de
energía, buscando en esta ocasión, optimizar la producción.
4.5.
Sistema de Control Principal
Mientras tanto... ¿Cómo interviene el Sistema de Control Principal de la planta en la regulación de la frecuencia?
La respuesta es: “No interviene".
Este sistema permanece coordinando al resto sin actuar directamente ni en el control primario ni secundario ni terciario.
El sistema de control principal
de una planta de energía, sólo intervendrá, repartiendo a cada turbina la potencia activa, que le demanda el despacho.
Se podría decir, que una vez ha sincronizado, a este sistema, no le preocupa la velocidad de la turbina.
Nota: Este artículo se elaboró a raíz de una consulta que recibí sobre "el diseño de control de
carga de una cogeneración con varias turbinas de gas y vapor".
En dicha cogeneración, el sistema de
Control Principal al igual que en las grandes plantas de energía, recibía una
consigna del despacho, indicándole cuantos Mega Watios debía generar la planta
en cada momento.
El control de carga, configurado en el
Sistema de Control Principal, tenía que decidir cuantos Mega Watios solicitaba
a cada turbina.
(Control de carga también se llama: Control Coordinado, Control Automático de Generación, CAG, Automatic Generator Control, AGC )
A modo de ejemplo, el "control de carga", consiste básicamente en, recibir desde el despacho, un valor de consigna, que
tenemos que generar (por ejemplo 80MW), y decidir en cada momento, quién generará
cada MW (por ejemplo, la turbina-1 generará
10MW, la turbina-2 30MW y la turbina-3 40MW).
La duda consistía en: ¿Cómo integrar en la lógica de "control de carga", la regulación de la velocidad de
la turbina?
Y la respuesta es... "El control de carga integrado en el Sistema
de Control Principal, no le importa la velocidad de la turbina." Del control de
velocidad, ya se encargará el Sistema de Control de Turbina.
Nota: En este artículo, se ha intentado explicar el control primario, secundario y terciario, a través del ejemplo de una planta de generación con turbinas de vapor. No obstante, las plantas termoeléctricas más conocidas hoy en día, quizás sean los ciclos combinados, que constan de una o varias turbinas de gas y una o varias turbina de vapor.
En un ciclo combinado, el control primario reside exclusivamente en el GOVERNOR de las turbinas de gas. El GOVERNOR de la turbina de vapor trabaja principalmente durante el arranque, pero el resto del tiempo, mantiene la válvula de vapor totalmente abierta (modo presión deslizante), generando toda la energía, que recibe de la turbina de gas.
Cuando, actúe el control primario sobre la turbina de gas, la turbina de vapor que aprovecha el calor de la turbina de gas, verá modificada su potencia activa de forma proporcional.
Resumen del artículo:
-
El CONTROL PRIMARIO, SECUNDARIO y TERCIARIO, buscan mantener la frecuencia de la
red estable, haciendo que la oferta, sea siempre igual a la demanda.
-
El CONTROL PRIMARIO, es local, alojado en el GOVERNOR de la turbina (dentro del
SISTEMA DE CONTROL DE TURBINA), actúa en cuestión de segundos.
-
El CONTROL SECUNDARIO, actuará tras varios minutos (5 minutos), desde los centros
de control del gestor de la red (EL DESPACHO). Busca estabilizar el sistema.
-
El CONTROL TERCIARIO, actuará aproximadamente a los 15 minutos, cuando la demanda
de potencia esté estabilizada, desde los centros de control del gestor de la
red (EL DESPACHO). Busca optimizar el sistema.
-
El SISTEMA DE CONTROL PRINCIPAL de una planta de energía, intervendrá repartiendo la carga a cada turbina, no interviene en las posibles
variaciones de frecuencia.
Elaborado por: Julio.C Fernández Losa 11/07/2017
Agradecimiento a las aclaraciones de Jorge Rebollal
Si tiene algo que corregir o añadir agradecería que me mandara sus comentarios a: InstrumentacionHoy@gmail.com
