“Estudio de regulación de frecuencia con energía ... · Control similar al regulador de velocidad de los generadores síncronos usado para el CPF, es decir, un control proporcional

“Estudio de regulación de frecuencia con energía fotovoltaica y eólica”

Claudia Rahmann

20 de Agosto de 2013

Centro de Energía

Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas

Universidad de Chile

Introducción

Efectos en la regulación de frecuencia

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Agenda

Efectos de la energía eólica y fotovoltaica

dependen de diversos factores:

Distribución geográfica

Nivel de penetración en la red

Tipo de tecnología

Características técnicas del sistema

Normativa de interconexión vigente

Estudio del impacto de las ERNC en los SEP

requiere de estudios independientes

Sistemas chilenos con características técnicas

muy particulares

Grandes desafíos en la integración de ERNC

Conocimiento internacional sobre el impacto de las WT y

PV no aplicable directamente a los sistemas eléctricos

nacionales

Introducción

Motivación

Factores influyendo los efectos de las ERNC

Introducción

Los efectos de las ERNC dependen de una serie de factores entrelazados entre si

Relación entre los factores: no-trivial

Requerimientos

en caso de falla

Desempeño dinámico

del sistema Características

del sistema

WT/PV

• Tecnología

• Nivel de penetración

• Ubicación en la red

Introducción



Agenda

Regulación de frecuencia en los SEP (1)


Equilibrio entre carga y generación debe ser mantenido constantemente

Necesidad de reservas para cubrir posibles déficits de potencia

Rotante, primaria, secundaria y terciaria

Fase 1: respuesta inercial Energía cinética de las masas rotantes

Fase 2: CPF regulador de velocidad de los generadores convencionales

Fase 3: CSF cambio en las consignas de los generadores

El desempeño del SEP en cuanto a frecuencia se encuentra fuertemente relacionado

con las características técnicas del parque generador

50,2

49,8

49,5

49,2

5 s 30 s

Inercial CPF

Tiempo [s]

Frecuencia [Hz]

CSF Hasta 30 Minutos

Operación normal

Regulación de frecuencia en los SEP (2)


Importancia de la regulación de frecuencia en SEP

Contribuye a la estabilidad del sistema

Desconexión de carga por el accionamiento de los relés de baja frecuencia

Variaciones de la frecuencia alejadas del valor nominal pueden provocar el mal

funcionamiento de diversos equipos industriales o domésticos

Respuesta inercial del sistema de potencia – Fase 1 (1)


Durante grandes perturbaciones

La energía cinética almacenada en las partes giratorias del generador es liberada

automáticamente de forma tal de limitar el desbalance entre carga y generación

La frecuencia cae por debajo de la nominal (tipo “caída libre”)

La inercia de un sistema limita la tasa de cambio de la frecuencia (df/dt) durante los

primeros segundos después de ocurrido un desbalance entre carga y generación

• Mientras menor inercia tenga el sistema, más rápida es la caída inicial de la frecuencia

En SEP con baja inercia, grandes

desviaciones de frecuencia podrían llevar a:

Activación de los EDAC

Desconexión masiva de

consumos

Disminución del desempeño

del control primario de

frecuencia

Respuesta inercial del sistema de potencia – Fase 1 (2)


Generadores eólicos y fotovoltaicos con conversor no aportan inercia al sistema

En el caso de PV no existe inercia

En el caso de WT el conversor desacopla el generador de la red

• La respuesta inercial “natural” del generador a cambios en la frecuencia desaparece por

el acople vía conversor

Posible aumento de la caída inicial de la frecuencia después de la falla

Problemas frente a grandes inyecciones de WT y PV con los EDAC del sistema y el CPF

Control primario de frecuencia (CPF) – Fase 2 (1)


Control primario de frecuencia

Mantiene balance instantáneo entre carga y generación

Actúa de forma local en cada generador del sistema mediante los reguladores de velocidad

Los generadores convencionales guardan “reservas” de potencia para los diferentes tipos de regulación de frecuencia

Mantención de reservas

El sistema debe estar preparado para compensar el incremento máximo probable de la demanda o la pérdida del mayor generador



Altas inyecciones de energía eólica y fotovoltaica

Naturaleza estocástica del recurso (volatilidad en caso eólico – efecto nube en caso PV)

Error de pronostico

Frente a altas inyecciones de WT o PV, el sistema deberá estar preparado no sólo para compensar el incremento máximo probable de la demanda o la pérdida del mayor generador, sino también las variaciones en la potencia de las WT y unidades PV

Aumento de las reservas del sistema

Adicionalmente, a diferencia de las centrales convencionales, las WT y paneles PV generalmente no contribuyen a la regulación de frecuencia

Operación en el punto del MPPT

No mantienen reservas para regulación de frecuencia



Alternativas

Reservas adicionales por parte de la generación convencional

• de las WT o paneles PV lleva a una de las centrales convencionales

• Restricciones técnicas de las unidades

Incorporación de equipos de almacenamiento

Modificación de la estrategia de control de WT y paneles PV para participar en CPF y

CSF

Aumento de los costos / Pérdida de ganancias

Introducción



Agenda

Alternativas de incorporación de respuesta inercial


Incorporación de equipos con aporte inercial

Flywheels, supercondensadores y almacenamiento de energía magnética por

superconducción (SMES), baterías

Aumento de los costos

Cambios en la estrategia de control de las WT y paneles PV para adquirir efecto

inercial

Operación no óptima (fuera del punto del MPP)

Pérdida de ganancias

Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial (1)

Generadores fotovoltaicos con respuesta inercial

En vez de estar constantemente extrayendo la máxima potencia posible del sol los

paneles son forzados a mantener cierto nivel de reserva para respuesta inercial

Operación fuera del voltaje óptimo de operación

Los paneles son capaces de regular frecuencia o aportar a respuesta inercial tal como

los generadores convencionales

P

V

P

mppVdV

mppP

deloadP

Maximum power point -MPP

Deloaded operation

2dV

Las unidades PV son operadas en un punto

sub-óptimo al utilizar un voltaje DC menor o

mayor que el voltaje óptimo de operación

(Vmpp)

Reducción de la potencia generada P


Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial (2)

La estrategia de control para una respuesta inercial en paneles puede ser

implementada incluyendo una señal de control que hace a las unidades FV sensibles a

cambios de frecuencia del sistema

Control similar al regulador de velocidad de los generadores síncronos usado para el

CPF, es decir, un control proporcional basado en las desviaciones de frecuencia del

sistema

PI Converter

MPP block

deloadP

droopPmeasdcV

refdcVdcV refP

f


Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (1)

Generadores fotovoltaicos con respuesta inercial

(Memorista: A. Castillo)

Sistema en estudio: SING al 2020

Parque de generación puramente térmico

Unidades de generación con varias restricciones

técnicas desde el punto de vista frecuencia

• Control secundario de frecuencia manual

Activación de los EDAD a partir de los 49 Hz

Características técnicas

Demanda punta actual de 2200 MW

Capacidad instalada actual de 4500 MW

Demanda 90% industrial y 10% restante

residencial


TarapacáLagunas

Crucero

Escondida

Laberinto

Mejillones

Atacama

Antofagasta

Parinacota

Iquique Pozo Almonte

Collahuasi


Matriz de simulación

El estudio se realiza para contingencias críticas como salida intempestiva de la

unidad de generación más grande en operación

180 MW


Escenarios

PV sin respuesta inercial

S0 – base

S8 S16

S22

PV con respuesta inercial


Resultados obtenidos

Desempeño del sistema empeora a medida que aumenta el nivel de generación PV

Para niveles bajos de penetración PV no se aprecian efectos significativos comparados

con el caso base S0

Activación de los EDAC en el escenario S22

0 5 10 15 20

49

49,4

49,8

50

Time [s]

f [H

z]

S0

S8

S16

S22



Activación de los EDAC – 49 Hz


Resultados obtenidos

Respuesta del sistema mejora principalmente en los escenarios S16 y S22

Respuesta inercial en paneles PV evita la activación de los EDAC en el escenario S22

0 5 10 15 20

49

49,4

49,8

50

Time [s]

f [H

z]

S0

S8

S16

S22

0 5 10 15 20

49

49.4

49.8

50

Time [s]f

[Hz]

S0

S8

S16

S22

PV con respuesta inercial – 5% deload




Resumen de indicadores

Respuesta inercial en paneles PV afecta principalmente a la frecuencia mínima

alcanzada después de la falla activación de los EDAC


CPF en aerogeneradores (1)

En vez de extraer constantemente la máxima potencia posible del viento las WT

pueden ser forzadas a mantener cierto nivel de reserva para regulación de frecuencia

Operación fuera de la velocidad óptima de operación: “Operación deload”

Las WT son capaces de regular frecuencia tal como los generadores convencionales

potencia generada cuando la frecuencia

potencia generada cuando la frecuencia

Métodos de operar las WT en modo deload:

el ángulo manteniendo la velocidad óptima de la turbina


Underspeeding Overspeeding

MPP-curve

* 12

*

Pitching *1

P

P

o la velocidad rotacional c/r a la velocidad óptima de la curva MPP

• la velocidad: el movimiento de 1 a * lleva a una liberación de energía cinética lo que mejora aún más el desempeño del sistema pues entrega energía adicional (respuesta inercial)

CPF en aerogeneradores (2)

El control de frecuencia en WT puede ser implementado en turbinas de velocidad variable agregando un lazo de control adicional que las hace sensibles a cambios de frecuencia en la red

Controlador muy parecido al de un generador convencional

Droop control

*MPPT

r

PmeasPref

r meas

r

PIr

*MPPTP

PrefP

Converter

R

1

f

reff sysf


CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (1)

Generadores eólicos con CPF (Memorista: R. Möller)

Mismo sistema en estudio: SING al 2020

Matriz de simulación

El estudio se realiza para contingencias críticas como la salida intempestiva de la

unidad de generación más grande en operación

215 MW


PFC: Droop control in deloaded mode

PFC: Energy storage system

Scenarios

Without PFC

S0 – base

S5

S20

S10 S15


Resultados obtenidos con generación eólica sin CPF

Desempeño del sistema empeora a medida que aumenta el nivel de generación eólica

Para niveles bajos de penetración no se aprecian efectos significativos comparados

con el caso base S0

Activación de los EDAC en escenarios S15 y S20


0 5 10 15 20 2548.5

49

49.5

50

Time [s]

System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs

S0

S5

S10

S15

S20

Activación de los EDAC – 49 Hz

WT sin CPF


Resultados obtenidos con generación eólica con CPF vía “deload mode”

Respuesta del sistema mejora en todos los escenarios: comparado con el caso cuando

las WT no aportan al CPF y comparado con el escenario base S0

CPF en WT evita la activación de los EDAC en escenarios S15 y S20


0 5 10 15 20 2548.5

49

49.5

50

Time [s]

System frequency response [Hz]. Droop + deload.

S0

S5

S10

S15

S20

WT con CPF – 10% deload

0 5 10 15 20 2548.5

49

49.5

50

Time [s]


S0

S5

S10

S15

S20

WT sin CPF


Resultados obtenidos con generación eólica con CPF mediante baterías

Respuesta del sistema mejora en todos los escenarios: comparado con el caso cuando

las WT no aportan al CPF y comparado con el escenario base S0

CPF en WT evita la activación de los EDAC en escenarios S15 y S20


WT con CPF mediante baterías

0 5 10 15 20 2548.5

49

49.5

50

Time [s]


S0

S5

S10

S15

S20

WT sin CPF

0 5 10 15 20 2548.5

49

49.5

50

Time [s]

System frequency response [Hz]. ESS.

S0

S5

S10

S15

S20


CPF en generadores eólicos afecta principalmente a la frecuencia mínima alcanzada

después de la falla y el error en régimen permanente


Discusión

Generadores eólicos y paneles PV son capaces de aportar con respuesta en frecuencia

‼ Costos adicionales!

Capacidad de CPF o respuesta inercial en paneles PV o generadores eólicos podría ser

necesaria en algunos sistemas de potencia

‼ Resultados altamente dependientes de las condiciones de operación del sistema y de

sus características

Necesidad de ajustar requerimientos de red a las necesidades reales de los sistemas

de potencia considerando tanto aspectos técnicos como económicos

Preguntas

Si durante algunas horas en el año se requiere CPF o respuesta inercial por parte

de paneles PV y generadores eólicos, ¿Cuáles deberían ser los criterios para

seleccionar estas horas?

¿Cuál es el nivel óptimo de reserva a mantener?


Documents

“Estudio de regulación de frecuencia con energía ... · Control similar al regulador de velocidad de los generadores síncronos usado para el CPF, es decir, un control proporcional