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“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
Efectos en la regulación de frecuencia
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
Agenda
Regulación de frecuencia en los SEP (1)
Efectos en la regulación de frecuencia
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)
Efectos en la regulación de frecuencia
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)
Efectos en la regulación de frecuencia
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)
Efectos en la regulación de frecuencia
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)
Efectos en la regulación de frecuencia
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
Control primario de frecuencia (CPF) – Fase 2 (2)
Efectos en la regulación de frecuencia
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
Control primario de frecuencia (CPF) – Fase 2 (3)
Efectos en la 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
Efectos en la regulación de frecuencia
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
Agenda
Alternativas de incorporación de respuesta inercial
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
TarapacáLagunas
Crucero
Escondida
Laberinto
Mejillones
Atacama
Antofagasta
Parinacota
Iquique Pozo Almonte
Collahuasi
Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (2)
Matriz de simulación
El estudio se realiza para contingencias críticas como salida intempestiva de la
unidad de generación más grande en operación
180 MW
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
Escenarios
PV sin respuesta inercial
S0 – base
S8 S16
S22
PV con respuesta inercial
Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (3)
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
PV sin respuesta inercial
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
Activación de los EDAC – 49 Hz
Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (4)
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
PV sin respuesta inercial
Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (5)
Resumen de indicadores
Respuesta inercial en paneles PV afecta principalmente a la frecuencia mínima
alcanzada después de la falla activación de los EDAC
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
PFC: Droop control in deloaded mode
PFC: Energy storage system
Scenarios
Without PFC
S0 – base
S5
S20
S10 S15
CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (2)
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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
CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (3)
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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]
System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs
S0
S5
S10
S15
S20
WT sin CPF
CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (4)
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
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
WT con CPF mediante baterías
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
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 aerogeneradores – Caso de estudio (5)
CPF en generadores eólicos afecta principalmente a la frecuencia mínima alcanzada
después de la falla y el error en régimen permanente
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos
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?
Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos