1. Introducción y Contexto

Desafíos de los Sistemas Aislados

Objetivos del Control

El sistema de control de generación en modo aislado debe lograr:

• Frecuencia estable: Mantener 60.00 Hz ±0.1 Hz bajo condiciones normales
• Voltaje regulado: Mantener voltaje nominal ±1% en barras principales
• Reparto automático: Distribución proporcional de MW y MVAR entre generadores
• Estabilidad transitoria: Recuperación rápida (<5 s) ante perturbaciones
• Protección coordinada: Aislamiento selectivo de fallas en <100 ms

2. Operación en Modo Isla vs Modo Interconectado

Comprender las diferencias fundamentales entre operación aislada e interconectada es esencial para diseñar estrategias de control apropiadas.

Transición entre Modos

Sistemas híbridos pueden operar en ambos modos, requiriendo:

• Transferencia automática: Detección de pérdida de red y cambio a modo isla sin interrupción
• Sincronización: Check-sync antes de reconexión a red (match de V, f, θ)
• Reconfiguración de control: AVR cambia de control PF a droop, gobernador activa regulación
• Load shedding preventivo: Si la carga excede capacidad local antes de aislar

3. Evolución Tecnológica de Sistemas de Control

El control de gobernadores y AVR ha evolucionado desde sistemas mecánicos y analógicos hasta soluciones digitales avanzadas con comunicaciones en red.

4. Control de Velocidad del Gobernador

El gobernado­r regula la velocidad mecánica de la turbina para mantener la frecuencia eléctrica en sistemas aislados e interconectados. Sus modos principales son:

• Droop: Relación lineal entre cambio de frecuencia y variación de carga (ej. 5 % droop = 5 % Δf/ΔP). Permite reparto proporcional sin comunicación.
• Isócrono: Mantiene frecuencia fija (Δf=0) ajustando P. Requiere un maestro que fije el setpoint; en interconectado la red asume este rol.
• Speed Bias: Droop dinámico que ajusta la pendiente según inercia y reserva, mejorando estabilidad ante perturbaciones.
• Peer-to-Peer: Red descentralizada; cada gobernador comparte estado con pares vía Ethernet, logrando isócrono sin maestro.

Comparativa Droop vs Isócrono

5. Estrategias Avanzadas de Gobernador

Más allá de droop e isócrono, los gobernadores modernos implementan técnicas avanzadas para optimizar reparto de carga y estabilidad bajo condiciones variables.

5.1 Speed Bias Control

El speed bias ajusta dinámicamente el droop en función de:

• Inercia del generador: Mayor inercia reduce droop, mejorando amortiguamiento.
• Carga conectada: Aumenta droop con carga ligera para evitar oscilaciones.
• Reservas de potencia: Modifica pendiente para garantizar reserva N+1.

5.2 Peer-to-Peer Load Sharing

Comunicación directa entre gobernadores vía Ethernet permite:

• Reparto isócrono sin maestro, cada unidad ajusta P según estado de pares.
• Elimina punto único de falla; redundancia inherente.
• Sincronismo automático continuo.

5.3 Control Predictivo y Adaptativo

Algoritmos digitales avanzados emplean modelos del sistema y aprendizaje para:

• Predicción de transitorios: Ajustes de PID antes de ocurrir la perturbación.
• Auto-tuning: Calibración en línea de parámetros KP, KI, KD.
• Reducción de sobreimpulso: Mínima oscilación al cambiar carga.

5.4 Sincronización y Transferencia Automática

En sistemas híbridos isla/interconectado las estrategias incluyen:

• Check-Sync: Comparación de fase, frecuencia y voltaje previo a reconexión.
• Transferencia Seamless: Conmutación automática sin interrupción perceptible.
• Respaldo N+1: Gobernador actúa como maestro temporal si falla la red.

5.5 Integración con Sistemas de Gestión de Energía (PMS)

El gobernador se integra en un PMS (Power Managment System) centralizado que coordina:

• Supervisión SCADA: Visualización en tiempo real de P, f y eventos.
• Comandos remotos: Ajuste de setpoints y modos de operación.
• Load Shedding: Desprendimiento de cargas basado en reserva y prioridades.

6. Control de Voltaje (AVR)

El AVR (Automatic Voltage Regulator) ajusta la excitación del generador para mantener el voltaje terminal dentro de límites estrechos. Sus principales funciones son:

• Regulación V/Hz: Ajusta la tensión proporcional a la frecuencia para proteger el aislamiento a bajas velocidades.
• Control de Factor de Potencia: Opera en modo PF fijo (e.g., 0.9 lagging) o PF variable para gestión de carga de la red.
• Limitadores programables: OEL (Over Excitation), UEL (Under Excitation), V/Hz, Ie, Umín, Ie mín.
• Compartición de potencia reactiva: CCC o intercambio de MVAR por señal analógica/digital.

6.1 Curvas V/Hz y PF Target

6.2 Características de Modelos Modernos

6.3 Selección e Integración

Al elegir un AVR para modo isla:

• Priorizar respuesta rápida <80 ms ante cambios de carga.
• Preferir modelos con CCC digital si hay múltiples GTG.
• Evaluar la facilidad de montaje (módulo vs rack)
• Revisar comunicaciones: Modbus/IEC 61850 para integración PMS.

7. Droop Reactivo

El droop reactivo asocia cambios en la tensión del generador con la demanda de potencia reactiva (MVAR), permitiendo reparto automático de MVAR entre unidades en paralelo sin comunicación digital.

7.1 Fundamento Teórico

Define una pendiente que relaciona ΔV/ΔQ similar al droop de frecuencia:

• Punto de operación nominal: V_nom, Q=0.
• Pendiente: típicamente 5–10 % drop en voltaje por 100 % de Q_nom.
• Ecuación: V = V_nom – m·Q, donde m = droop reactivo.

7.2 Ejemplo de Curva V–Q

7.3 Ventajas y Desventajas

• Ventajas: Implementación simple, no requiere señal compartida.
• Desventajas: Cae el voltaje, precisión limitada y reparto imperfecto.
• Uso combinado: A menudo se combina con V/Hz para estabilidad bajo arranques.

7.4 Integración en AVRs Modernos

En AVRs como ABB UNITROL o Brush A3100, el droop reactivo se configura junto a otros limitadores:

• Ajuste de pendiente Q–V digital
• Limitadores OEL/UEL en base a puntos de droop
• Fallback a CCC o V/Hz si se dispone

8. Compensación de Corriente Cruzada (CCC)

La Compensación de Corriente Cruzada (Cross Current Compensation) es una técnica de control reactivo en la cual los AVRs comparten señales de excitación para lograr un reparto equitativo de MVAR sin afectar el voltaje del sistema.

8.1 Principio de Operación

• Cada AVR lee su corriente de excitación (Ie).
• Las Ies se envían a un bus de comunicación o punto común.
• Se promedia la señal: Ie_avg = (∑Ie)/N.
• Cada AVR ajusta su MVAR de salida para que Ie_local = Ie_avg.

8.2 Grafico de compensacion de corriente cruzada

8.3 Ventajas y Consideraciones

8.4 Ejemplo Genérico de Implementación

En un sistema de 4 GTG con CCC:

1. Cada AVR envía a un nodo maestro o bus digital.
2. El nodo calcula Ie_avg y lo transmite de vuelta.
3. Cada AVR compara Ie_local vs Ie_avg y ajusta excitación.
4. Resultado: reparto equitativo de carga reactiva y voltaje estable.

9. AVRs Modernos y Comparativa de Modelos

Los reguladores de voltaje modernos incorporan DSP, comunicaciones y funciones avanzadas de control y protección. A continuación se analizan en detalle cuatro familias representativas.

9.1 Comparativa de Rendimiento

10. Curva de Capacidad P–Q

La curva de capacidad P–Q de un generador síncrono muestra la combinación de potencia activa (P) y reactiva (Q) que puede entregar de forma segura, respetando límites térmicos, de estabilidad y de aislamiento.

10.1 Factores que Definen los Límites Operativos

• Límite térmico del bobinado de armadura: Corriente máxima de armadura (Iₐ) para evitar sobrecalentamiento.
• Límite térmico del bobinado de campo: Corriente de excitación (Iₑ) que protege el rotor de daño térmico.
• Potencia máxima de la turbina: Tope de MW suministrados por el motor primo.
• Límite de mínima corriente de excitación: Q negativo mínimo para mantener estabilidad de voltaje.
• Límite de estabilidad en régimen permanente: Ángulo de torque rotor-estator (<90°) para evitar pérdida de sincronismo.

10.2 Consecuencias de Operar Fuera de la Curva

• Pérdida de sincronismo: La máquina puede salirse de paso si la excitación es insuficiente.
• Sobrecalentamiento de bobinados: Exceso de corriente acelera el envejecimiento del aislamiento.
• Daño mecánico: Estrés térmico y magnético genera fatiga y grietas.
• Reducción de vida útil: Ciclos repetidos fuera de curva acortan la duración del generador.

10.3 Protección Basada en la Curva de Capacidad

• Protección contra pérdida de campo (LOF): Relés ANSI 27/40 detectan caídas de Iₑ y desconectan el generador.
• Protección por sobrecarga térmica: Sensores monitorean temperatura de armadura y rotor.
• Relés de sobreexcitación (OEL): Controlan Iₑ para no exceder el límite de aislamiento.
• Protección diferencial del generador (87G): Aísla fallas internas basado en comparación de corrientes.

10.4 Normas Clave para Diseño y Protección

• IEEE C50.13: Límites térmicos y mecánicos de generadores síncronos.
• IEEE 115: Protocolos para pruebas de rendimiento de generadores.
• IEC 60034 (Partes 1, 3, 32): Requisitos generales y métodos de prueba.
• IEEE 32: Modelos de envejecimiento térmico y vida útil del aislamiento.

10.5 Selección de Punto de Operación

Para maximizar eficiencia y vida útil:

• Operar en 75–80 % de P_nom con Q ≈ 0 MVAR.
• Mantener 10–20 % de margen en Iₐ e Iₑ frente a límites.
• Evitar subexcitación excesiva para no caer en zona inestable.
• Verificar step load para asegurar que P–Q no excede curvas durante arranques.

11. Arranque de Motores Grandes

El arranque de motores de media/alta tensión impone corrientes de inrush de 6–8 × I_nom que afectan severamente frecuencia y voltaje en sistemas aislados. A menudo se utilizan convertidores de frecuencia para reducir este pico y facilitar la integración con compresores de proceso.

11.1 Impacto en el Sistema

• Caídas de frecuencia: Rápida disminución Δf = (ΔP)/ (2H·S_base)
• Depresión de voltaje: ΔV = I_inrush·Z_sys
• Requerimiento de reserva: N+1 o N+2 para garantizar estabilidad
• Load Shedding: Desconexión automática de cargas no críticas para mitigar la caída

11.2 Arranque con Variadores de Media Tensión

Los variadores de frecuencia (VFD) limitan la rampa de corriente y tensión de motor, reduciendo inrush y suavizando el impacto:

• Control de rampa de voltaje y frecuencia en 0–100 Hz
• Arranque suave (<2 × I_nom) y torque controlado
• Mejora de la capacidad de producción de compresores
• Integración con PMS para coordinar arranques y load shedding

11.3 Simulación de Arranque

12. Step Load Capability

La capacidad de “step load” es la habilidad del sistema de generación para absorber incrementos súbitos de carga sin comprometer la estabilidad. Este concepto integra no solo la respuesta de frecuencia sino también límites térmicos y de tensión del generador y del sistema.

12.1 Parámetros Críticos

• Magnitud del paso (ΔP): Fracción de P_nom agregada instantáneamente (ej. 5–15 %).
• Tiempo de estabilización (t_resp): Duración para restablecer ±0.1 Hz y ±1 % V (<5 s ideal).
• Reserva giratoria: Capacidad de “short-term overload” en generadores (>110 % P_nom por minutos).
• Límites térmicos: I_a y I_e no deben exceder curvas de calor por más de 1–2 min.
• Coordinación de control: Ajuste temporal de droop o activación de CCC para repartir ΔP y ΔQ.

12.2 Estrategias de Mitigación

⚠️ recordar

• Load Shedding preventivo: Desconexión rápida de cargas auxiliares si Δf excede umbral programado.
• Ajuste dinámico de droop: Reducción temporal de droop a 2 % para mayor contribución de P.
• Uso de VFDs: Arranques con rampa de voltaje/frecuencia en motores MV reducen Iinrush a 2–3×Inom.
• Control predictivo: Modelos en PMS anticipan ΔP y preajustan setpoints.
• Verificar curvas térmicas de generador (Ia, Ie) para step load repetidos.

12.3 Recomendaciones de Diseño

• Ejecutar simulaciones de step load con modelos de inercia (H) y impedancia de red.
• Dimensionar spinning reserve N+1 para el mayor ΔP esperado.
• Configurar UFLS y shedding de contingencia con tiempos de respuesta <200 ms.
• Incluir HMI y alarmas de step load en el SCADA/PMS.
• Verificar curvas térmicas de generador (I_a, I_e) para step load repetidos.

13. Protección Eléctrica Integrada con Sistemas de Generación

Las protecciones eléctricas no solo aíslan fallas, sino que coordinan con los esquemas de control de frecuencia/voltaje y load shedding para mantener la estabilidad del sistema de generación.

13.1 Principios de Coordinación

• Detección rápida: Relés 87G/87B actúan en 20–50 ms para aislar fallas internas de generadores o buses.
• Aislamiento selectivo: Solo la zona afectada se desconecta, preservando el resto del sistema.
• Interacción con control: Al aislar un GTG por falla, el PMS reconfigura modos droop/CCC en generadores remanentes y activa load shedding si preciso.
• Interbloqueo con AVR: Protección de pérdida de excitación (27, 40) coordina con limitadores OEL/UEL del AVR.

13.2 Dispositivos ANSI Clave

13.3 Escenario de Falla y Recuperación

1. Falla trifásica interna en GTG → 87G reconoce y abre breakers en <50 ms.
2. PMS detecta pérdida de P y Δf > umbral → activa droop bus restante y CCC si disponible.
3. Si Δf continúa descendiendo, dispara load shedding de etapas 1–4.
4. AVR reconfigura límites OEL/UEL para nueva condición de carga.
5. Al recuperar, sincroniza GTG en standby vía peer-to-peer o check-sync.

14. Filosofías de Load Shedding

El load shedding es la desconexión automática de cargas cuando la generación disponible no puede sostener la demanda, protegiendo la estabilidad del sistema. Se implementa en dos filosofías principales:

14.1 Underfrequency Load Shedding (UFLS)

Basado en la frecuencia, desconecta bloques de carga escalonadamente según umbrales de caída de f.

• Etapas de frecuencia: 59.5, 59.0, 58.5, 58.0 Hz típicos.
• Prioridades de carga: No críticas primero (bombas secundarias, iluminación).
• Retardos: 50–200 ms entre etapas para evitar chattering.
• Se complementa con rate-of-change-of-frequency para detección rápida de pérdida múltiple de GTG.

14.2 Contingency-Based Shedding

Desprendimiento basado en eventos de falla (disparo mecánico), calculando MW perdidos vs reserva.

• Cálculo: Carga a shed = P_lost – SpinningReserve
• Velocidad: Comando en <100 ms tras falla detectada.
• Coordinación: PMS centralizado ordena grupos de cargas predefinidos.

14.3 Filosofía de Diseño en PMS

Un PMS moderno integra ambas filosofías y añade criterios de criticidad, tolerancia y reconexión:

• Categorización de cargas: Críticas (seguros, control) vs no críticas (iluminación).
• Reconexión automática: Al restablecer frecuencia, cargas reenganchan con rampa.
• HMI y alarmas: Dashboard para operador con estado y secuencia de shedding.
• Event logging: Registro de cada etapa con timestamp y Δf.

14.4 Ejemplo de Etapas UFLS

14.5 Coordinación con Arranque de Motores

En sistemas con arranques VFD de compresores:

• Pre-shed ligeros cargas no críticas antes de rampa.
• Monitoreo RoCoF para anticipar falla múltiple.
• Reconexión gradual junto con secuencia de arranque.

15. Normativas y Estándares

La implementación de sistemas de control y protección debe cumplir con estándares internacionales que garantizan interoperabilidad, seguridad y calidad de potencia.

15.1 Calidad de Potencia

• IEEE 519: Límites de distorsión armónica (THD ≤5 % en barras de entrega).
• IEC 61000-4-30: Métodos de medición de parámetros de calidad de energía.

15.2 Protección y Coordinación

• ANSI/IEEE C37.2: Números de función de dispositivos de protección.
• IEC 60255: Requisitos de rendimiento para relés de protección.
• IEEE 242 (Buff Book): Buenas prácticas de coordinación de protecciones en sistemas industriales.

15.3 Control y Gobernador

• ISO 3046: Métodos de prueba y valores de rendimiento para turbinas de gas.
• IEC 60034-1: Requisitos generales de máquinas eléctricas.
• AGA 12: Estándares de metrología para turbinas de gas en medición de flujo.

15.4 Sistemas de Gestión de Energía (PMS)

• NERC PRC-002: UFLS mínimo de frecuencia para proteger redes interconectadas.
• IEC 61850: Comunicación digital para automatización de subestaciones y control de energía.
• IEC 60870-5-104: Telecontrol SCADA sobre TCP/IP.

15.5 Interrelación Teoría y Práctica

La teoría de control (droop, CCC, PID) y de protecciones (87, 50/51) se valida y coordina mediante estos estándares para asegurar:

• Interoperabilidad de dispositivos de distintos fabricantes.
• Operación segura dentro de límites térmicos y dinámicos.
• Consistencia en mediciones de potencia y calidad.
• Transición fluida entre modos isla e interconectado.

16. Casos de Aplicación

Ejemplos prácticos que ilustran la aplicación de estrategias integradas de control de frecuencia, voltaje, shedding y protección en diferentes escenarios industriales.

17. Conclusiones

La integración de técnicas de control de velocidad (droop, isócrono, peer-to-peer), regulación de voltaje (V/Hz, CCC), protección eléctrica y filosofías de load shedding conforma un enfoque completo para sistemas de generación en modo isla e interconectado.

• Reparto de carga: Droop y peer-to-peer aseguran distribución de P, mientras CCC estabiliza voltaje.
• Estabilidad transitoria: Step load capability y VFDs mitigan impactos de arranque.
• Protección coordinada: Relés diferenciales y UFLS actúan con el control para aislar fallas sin colapso.
• PMS como núcleo: Supervisión, eventos y reconexiones automáticas unifican estrategias.
• Estándares: IEEE, IEC y NERC proporcionan el marco que respalda interoperabilidad y seguridad.

Estas recomendaciones, respaldadas por casos de aplicación y estándares, dan lugar a sistemas de generación robustos capaces de operar con alta confiabilidad y flexibilidad.