Estudio de regulación de frecuencia con energía fotovoltaica y eólica

Transcripción

1 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

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

3 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

4 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

6 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 50,2 Frecuencia [Hz] 5 s 30 s Tiempo [s] 49,8 49,5 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

7 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

8 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

9 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

10 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

11 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

12 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

14 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

15 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 Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Los paneles son capaces de regular frecuencia o aportar a respuesta inercial tal como los generadores convencionales P Maximum power point -MPP Las unidades PV son operadas en un punto sub-óptimo al utilizar un voltaje DC menor o mayor que el voltaje óptimo de operación (V mpp ) P mpp P deload P Deloaded operation Reducción de la potencia generada P V d 2 Vmpp Vd V

16 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 P deload V dc ref V dc PI Pref Converter f P droop V dc 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

17 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 Parinacota Iquique Tarapacá Atacama Mejillones Antofagasta Pozo Almonte Lagunas Collahuasi Crucero Laberinto Escondida

18 Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial Caso de estudio (2) Matriz de simulación Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Escenarios S0 base S8 S16 S22 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

19 f [Hz] Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial Caso de estudio (3) Resultados obtenidos Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos 50 PV sin respuesta inercial 49,8 49,4 49 S0 S8 S16 S22 Activación de los EDAC 49 Hz Time [s] 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

20 f [Hz] f [Hz] Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial Caso de estudio (4) Resultados obtenidos Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos 50 PV sin respuesta inercial 50 PV con respuesta inercial 5% deload 49, , S0 S8 S16 S22 49 S0 S8 S16 S Time [s] Time [s] 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

21 Paneles fotovoltaicos con respuesta inercial Caso de estudio (5) Resumen de indicadores Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Respuesta inercial en paneles PV afecta principalmente a la frecuencia mínima alcanzada después de la falla activación de los EDAC

22 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) P Underspeeding P MPP-curve * Overspeeding Pitching * 1 2 * 1

23 CPF en aerogeneradores (2) Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos 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 sys f 1 R meas P P MPPT * r ref r r PI P * MPPT P ref P Converter meas r Controlador muy parecido al de un generador convencional

24 CPF en aerogeneradores Caso de estudio (1) Generadores eólicos con CPF (Memorista: R. Möller) Mismo sistema en estudio: SING al 2020 Matriz de simulación Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Scenarios S5 S20 S10 S15 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

25 CPF en aerogeneradores Caso de estudio (2) Resultados obtenidos con generación eólica sin CPF Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos WT sin CPF System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs S0 S5 S10 S15 S20 49 Activación de los EDAC 49 Hz 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

26 CPF en aerogeneradores Caso de estudio (3) Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Resultados obtenidos con generación eólica con CPF vía deload mode 50 WT sin CPF System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs S0 S5 S10 S15 S20 50 WT con CPF 10% deload System frequency response [Hz]. Droop + deload Time [s] S0 S5 S10 S15 S 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

27 CPF en aerogeneradores Caso de estudio (4) Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos Resultados obtenidos con generación eólica con CPF mediante baterías 50 WT sin CPF System frequency response [Hz]. Without FSS by WTs S0 S5 S10 S15 S20 50 WT con CPF mediante baterías System frequency response [Hz]. ESS Time [s] 49 S0 S5 S10 S15 S 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

28 CPF en aerogeneradores Caso de estudio (5) Regulación de frecuencia en generadores eólicos y fotovoltaicos CPF en generadores eólicos afecta principalmente a la frecuencia mínima alcanzada después de la falla y el error en régimen permanente

29 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?