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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

Agenda  Introducción  Efectos en la regulación de frecuencia  Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Introducción

Motivación  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

Factores influyendo los efectos de las ERNC  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

WT/PV Características del sistema

Desempeño dinámico del sistema

• • •

Tecnología Nivel de penetración Ubicación en la red

Agenda  Introducción  Efectos en la regulación de frecuencia  Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Efectos en la regulación de frecuencia

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 Frecuencia [Hz] 5s

50,2 49,8 49,5

Tiempo [s]

30 s

Operación normal

49,2 Inercial CPF

CSF

Hasta 30 Minutos

 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

Efectos en la regulación de frecuencia

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

Efectos en la regulación de frecuencia

Respuesta inercial del sistema de potencia – Fase 1 (1)  Durante grandes perturbaciones

 La energía cinética almace-nada en las partes giratorias del generador es liberada automá-ticamente 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 desba-lance 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 fre-cuencia po-drían llevar a:  Activación de los EDAC  Desconexión masiva de consumos  Disminución del desempeño del control primario de frecuencia

Efectos en la regulación 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

Efectos en la regulación de frecuencia

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

Efectos en la regulación de frecuencia

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

Efectos en la regulación de frecuencia

Control primario de frecuencia (CPF) – Fase 2 (3)  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

Agenda  Introducción  Efectos en la regulación de frecuencia  Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

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

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

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  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)

Pmpp

Pdeload

Maximum power point -MPP

P





Deloaded operation



 Reducción de la potencia generada P

V Vd 2

Vmpp Vd

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 MPP block

Pdeload

f

Vdc ref

 Pdroop



Vdc

PI

Pref

Converter

Vdc meas

 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

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)

Parinacota

 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

Iquique

Tarapacá

Pozo Almonte

Lagunas

Collahuasi

 Activación de los EDAD a partir de los 49 Hz Crucero

 Características técnicas

 Demanda punta actual de 2200 MW  Capacidad instalada actual de 4500 MW

 Demanda 90% industrial y 10% restante residencial

Atacama

Laberinto

Mejillones Antofagasta Escondida

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (2)  Matriz de simulación

Escenarios S16

S22

S8 S0 – base

PV sin respuesta inercial

PV con respuesta inercial

 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

Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (3)  Resultados obtenidos PV sin respuesta inercial 50

f [Hz]

49,8

49,4

S0 S8 S16 S22

49

0

5

10 Time [s]

15

Activación de los EDAC – 49 Hz

20

 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

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial – Caso de estudio (4)  Resultados obtenidos PV con respuesta inercial – 5% deload 50

49,8

49.8

f [Hz]

f [Hz]

PV sin respuesta inercial 50

49,4

S0 S8 S16 S22

49

0

5

10 Time [s]

15

49.4

S0 S8 S16 S22

49

20

0

5

10 Time [s]

15

20

 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

Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

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   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)

MPP-curve *

P Underspeeding

Overspeeding

P Pitching  *1

2

* 1



Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos

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 Droop control

f ref





f





1 R

f sys P meas

P

MPPT

*

r

rref



 

r

P PI

P MPPT

*







P ref

rmeas

 Controlador muy parecido al de un generador convencional

Converter

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 Scenarios

S20 S10

S15

S5 S0 – base

Without PFC

PFC: Energy storage system

PFC: Droop control in deloaded mode

 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

CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (2)  Resultados obtenidos con generación eólica sin CPF WT sin CPF

System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs 50 S0 S5 S10 S15 S20 49.5

Activación de los EDAC – 49 Hz

49

48.5

0

5

10

15

20

25

Time [s]

 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

CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (3)  Resultados obtenidos con generación eólica con CPF vía “deload mode” WT con CPF – 10% deload

WT sin CPF

System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs

System frequency response [Hz]. Droop + deload.

50

50

S0 S5 S10 S15 S20 49.5

49.5

49

49 S0 S5 S10 S15 S20

48.5

0

5

10

15

Time [s]

20

25

48.5

0

5

10

15

20

25

Time [s]

 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

CPF en aerogeneradores – Caso de estudio (4)  Resultados obtenidos con generación eólica con CPF mediante baterías WT confrequency CPF mediante System response [Hz]. baterías ESS.

WT sin CPF

System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs 50

50

S0 S5 S10 S15 S20 49.5

49.5

49

49 S0 S5 S10 S15 S20

48.5

0

5

10

15

Time [s]

20

25

48.5

0

5

10

15

20

25

Time [s]

 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

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?