CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

Transcripción

1 CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

2 OBJETIVO Presentar los conceptos básicos de regulación de frecuencia del SIN Describir las instancias de control de frecuencia presentes en un sistema de potencia Describir el proceso de análisis y seguimiento a las diferentes estrategias de regulación de frecuencia llevado a cabo por el CND para el sistema eléctrico colombiano

3 BALANCE CARGA - GENERACIÓN Demanda eléctrica Varía en cada instante sin informarlo Debe ser atendida en forma inmediata (P y Q) No se ubica directamente en los centros de producción transporte (combustibles, electricidad) BALANCE CONTINUO Oferta eléctrica Varía de acuerdo con los cambios de la demanda La energía eléctrica generada no puede ser almacenada Depende de recursos primarios distribuidos no uniformemente en la Región (producción y transporte) Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. 3

4 CONTROL DE FRECUENCIA Banda normal de operación de frecuencia del SIN: 59.8a60.2Hz

5 ANALOGÍA SISTEMA MECÁNICO 5 SUMATORIA DE FUERZAS Fm Fo Fuerza Mecánica del Motor Fuerzas de Oposición al Movimiento Fo = Ff + gx F F o o F o > F < F m m = F m Movimiento Uniformemente Desacelerado Movimiento Uniformemente Acelerado Movimiento a Velocidad Constante Ff gx Fuerza de Fricción con la superficie Componente en el eje x de la Fuerza de Gravedad

6 SISTEMA ELÉCTRICO 6 GENERADOR ELECTRICO Energía Mecánica Energía Eléctrica Potencia Eléctrica es una Fuerza que se Opone al Movimiento del Rotor Movimiento del Rotor lo Proporciona la Turbina (Fuerza Externa) P e P e P e > P m < P m = P m Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

7 ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA 7 AGC Control Unidades Generación

8 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 8 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real 2 Autoregulación 3 Regulación Primaria 4 Regulación Secundaria 5 Regulación Terciaria 6 EDAC

9 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 9 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación 3 Regulación Primaria 4 Regulación Secundaria 5 Regulación Terciaria 6 EDAC

10 AUTOREGULACIÓN

11 AUTOREGULACIÓN 11 EFECTO DE LA CARGA La demanda de un sistema eléctrico está compuesta por elementos resistivos, inductivos y capacitivos Función de la Componente de la Carga con la Frecuencia

12 CARACTERÍSTICADE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN COLOMBIA MW 12 Comercial 15% Oficial 5% Otros 3% Industrial 34% Residencial 43%

13 AUTOREGULACIÓN 13 Resistencia que Opone un Sistema a Cambios en su Estado Físico Inicial INERCIA A > Inercia < Impacto sobre la Velocidad Energía almacenada en los elementos rotativos del sistema eléctrico. Generador mas grande y mas pesado necesita mayor esfuerzo para cambiar su velocidad (detenerlo o acelerarlo). La inercia de un sistema eléctrico se comporta como un sistema de Amortiguamiento que se opone a los cambios de velocidad de los generadores

14 AUTOREGULACIÓN 14 Banda Muerta Propuesta

15 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 15 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación ms 1 s 3 Regulación Primaria 4 Regulación Secundaria 5 Regulación Terciaria 6 EDAC

16 REGULACIÓN PRIMARIA

17 REGULACIÓN PRIMARIA 17 Primera acción de control realizada automáticamente por las unidades de generación para atender el desbalance carga generación Depende del ajuste de la banda muerta y el estatismo en los reguladores de velocidad Tiempo característico de respuesta de 0 a 10 s Si no existe ninguna acción adicional, con la acción de la regulación primaria la frecuencia se estabilizará en un nuevo valor diferente al nominal

18 FUNCIONES REGULADOR DE VELOCIDAD Regular la velocidad de la turbina Aportar a la regulación de frecuencia Controlar potencia activa de la unidad Velar por la seguridad de la turbina y tubería de presión Participar en funciones de mando como arranque, parada y sincronización

19 REGLAMENTACIÓN APLICABLE RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2001 Todas la plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia equivalente al 3% de su generación horaria programada. Para dar cumplimiento a lo anterior, todas las plantas y/o unidades de generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima declarada o en su mínimo técnico. ACUERDOS CNO Todas las unidades de generación están en la obligación de presentar cada cuatro años pruebas de estatismo y banda muerta.

20 CONTROL DE VELOCIDAD 20 Referencia ρ 1 Σ ε Regulador Velocidad Señales Error Sistema Control Σ Gobernador Mecánico Electro Hidráulico Conducciones Posición Cabeza de Agujas Turbina ε 2 Z H Tm Sistema Función Turbina Amplificador de la señal de Control Sistema Hidráulico Hidráulica Ajuste de Posición Compensación Conducciones Realimentación Velocidad Turbina Esquema General Realimentado Sistema Turbina Gobernador de Velocidad T e Σ T a Generador Generador Velocidad Eje Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

21 REGULADOR DE VELOCIDAD: BANDA MUERTA La BANDA MUERTAes un rango de frecuencia en el cual se inhibe la actuación del regulador de velocidad ya que su aporte a la calidad de la frecuencia es mínimo CONTROL CRUZADO EN LAS PLANTAS DE GENERACIÓN OSCILACIONES DESGASTE EXCESIVO DEL ACTUADOR

22 REGULADOR DE VELOCIDAD: ESTATISMO Es la relación entre el cambio de velocidad Δωo frecuencia Δf al cambio de la posición de la válvula ΔY o la potencia de salida ΔP ( f f0 ) / f P / P R = 5% significa que un cambio del 5% en la frecuencia genera un cambio del 100% en la posición de la válvula. Porcentaje de cambio en la frecuencia requerido para mover la unidad desde un punto de no carga hasta un punto de carga total R = 0 n n Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

23 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Control de Frecuencia Regulación Primaria Curva típica de operación del regulador de velocidad 23

24 REGULACIÓN PRIMARIA - Servicio en Línea Cambio en Frecuencia del Sistema Cambio en la Potencia Entregada por el Generador Variación Automática a través del Regulador de Velocidad

25 REGULACIÓN PRIMARIA

26 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 26 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación ms 1 s 3 Regulación Primaria 1 s 10 s 4 Regulación Secundaria 5 Regulación Terciaria 6 EDAC

27 REGULACIÓN SECUNDARIA

28 ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA 28 AGC

29 REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC 29 Acción de control en la que se disminuye o se inyecta potencia adicional al sistema con el fin de alcanzar el valor de frecuencia nominal después de un evento de desbalance Carga Generación Sistema de control automático que lleva la frecuencia y/o los intercambios internacionales a su valor nominal Actúa después de la regulación primaria en un tiempo característico de respuesta de 30 segundos a 10 minutos Recupera la reserva suministrada por la regulación primaria. Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

30 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Control Automático de Generación 30

31 31 Función y Componentes de la función AGC INICIA AGC CALCULO DEL ACE Función de Control para el AREA i Distribuye a todas las unidades Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

32 Característica de Respuesta en Frecuencia del Sistema Componentes básicos del AGC 32

33 MODOS DE CONTROL DEL AGC -SCADA 33 Medida de frecuencia Bias MW/Hz K Modo Frecuencia Total Deseado de Generación Frecuencia de referencia ACE K1 ACE1 PI k1 ~ ki kn ~ ~ ~ ~ S I S T E M A Intercambio de referencia Medida de intercambio Modo Intercambio Factores de Participación Modo TLB Tie Line Bias

34 ESQUEMA DE CONTROL PARA LA UNIDAD DE GENERACIÓN Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. 34

35 PARÁMETROS Y ESQUEMA DE CONTROL DE UNA UNIDAD QUE PRESTA EL SERVICIO DE AGC 35 Tipos de control para las unidades en remoto: Flexible, Inflexible, Soportativo Estado de control: Bloqueada, Activa Modo de operación: Local, Remoto Modo de control: Automático, Test Tipo de despacho: Programado, Modificado por el Operador Rangos de regulación Gradientes MW/min

36 REGLAMENTACIÓN APLICABLE: CREG 198 DE CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL CONTROL INTEGRADO SECUNDARIO DE FRECUENCIA Velocidad de Toma de Carga: Las unidades que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de generación esperado en el sistema para condiciones normales. Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones que se presentan en el rango de ± 500 mhz. Número de Unidades: Con el fin de garantizar los parámetros de calidad del SIN, se requiere un número mínimo de unidades participando en el AGC. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: El CND establecerá la cantidad de potencia a nivel horario, requerida para garantizar el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Los valores de los parámetros a que se refiere el presente Numeral, para las diferentes condiciones de operación del sistema y períodos horarios, serán determinados al menos una vez al año por el CND y deberán ser sujetos a aprobación por parte del CNO.

37 REGLAMENTACIÓN APLICABLE: ACUERDO CNO 577 DE 2012 Establece los requisitos y procedimientos necesarios para la prestación del servicio de AGC por las unidades conectadas al SIN Anexo 2 Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC). Revaluación anual de parámetros del AGC Procedimiento para realización de pruebas: : Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC mediante envío de comandos tipo pulsos ó envío de comandos tipo setpoint desde el CND

38 PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC PARÁMETROS REQUERIMIENTO Estatismo Valores entre el 4 y el 6 % Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia por medio del AGC. Constante de regulación del sistema Velocidad Máxima de Cambio de Carga del Sistema. Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad. Número Mínimo de Unidades. Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nominal como máximo en 7 minutos. Máxima = 750 MW/Hz Media = 700 MW/Hz Mínima = 625 MW/Hz 43 MW/min Mayor o igual a 10 MW/min medidos durante las pruebas de sintonía para prestar el servicio de AGC. 4 unidades NOTA: Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, las mismas serán consideradas para el AGC como una sola unidad. Holgura para AGC. Dicho valor será definido y modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de Holgura Mínima por Planta para hacer AGC Holgura Mínima por Unidad para hacer AGC Tiempo de Retardo de la Unidad en comenzar a responder una vez enviado el comando por el AGC. 23 MW por planta. Este valor es igual hacia arriba y hacia abajo. 6 MW por unidad. Este valor es igual hacia arriba y hacia abajo. Máximo de 20 segundos una vez enviado el primer comando de regulación.

39 PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 1. Constante de Regulación Combinada del Sistema 2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia 3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema 4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia 6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad 7. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades 8. Reserva Total del Sistema β

40 PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 800 BIAS DEL SIN Eventos de RPF de Enero de 2009 a Marzo de Máxima Media y = x Lineal B (MW/Hz) Mínima Demanda (MW) DEMANDA PERÍODOS BIAS [MW/Hz] Mínima 1 a Media 6 a a Máxima 19 a

41 PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 1. Constante de Regulación Combinada del Sistema 2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia 3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema 4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia 6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por planta 7. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad 8. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades 9. Reserva Total del Sistema

42 42 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. RESERVA DE AGC HOLGURA HO

43 PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC RESERVA TOTAL DEL SISTEMA - Holgura para día ordinario Uso Reserva [%] Reserva [MW] Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Act Up [MW] PROP UP Uso UP 99% casos Ideal MW Up Act Dwn [MW] PROP DW Uso Dwn 99% casos Ideal MW Dwn

44 REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC

45 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 45 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación ms 1 s 3 Regulación Primaria 1 s 10 s 4 Regulación Secundaria 30 s 10 min 5 Regulación Terciaria 6 EDAC

46 REGULACIÓN TERCIARIA

47 REGULACIÓN TERCIARIA Reserva Rápida ó Reserva Caliente Corresponde a la reserva de generación prevista para suplir la demanda ante cambios imprevistos en el sistema ante fallas. Esta reserva está disponible dentro de intervalos de 1 a 10 minutos y está constituida por unidades hidráulicas y turbinas a gas de partida rápida

48 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 48 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación ms 1 s 3 Regulación Primaria 1 s 10 s 4 Regulación Secundaria 30 s 10 min 5 Regulación Terciaria 1 m 10 min 6 EDAC

49 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA EDAC-

50 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

51 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

52 52 52 Criterios Resolución CREG-061 de Desbalances superiores a la mayor unidad de generación 2. Evitar frecuencia < 57.5 Hz 3. Minimizar la duración de frecuencia < 58.5 Hz segundos para frecuencia > 59.4 Hz (enganche primera etapa) 5. Deslastre óptimo 61 Hz Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

53 53 53 Criterios 6. Se puede deslastrar hasta el 60 % de la demanda Resolución CREG-061 de Diseñado por el CND 8. Repartido entre las áreas operativas a prorrata de la demanda de cada una 9. Selección de los usuarios a desconectar Distribuidor - Comercializador 10. Donde sea insuficiente el esquema nacional se implementarán ESPS Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

54 Funcionamiento Relé frecuencia (umbral) 60 Frecuencia [Hz] Ajuste Umbral Tiempo [s] OK Comienza conteo Disparo Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

55 Implementación Información CND 220 kv 110 kv Pron Demanda Información OR Frec OK Etapa 1 Etapa 3 Etapa MW 13.2 kv Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. Etapa 6

56 Ajustes Desconexión de Carga [%] Retardo Intencional [ms] Etapa Umbral de frecuencia [Hz] Colombia Ecuador Colombia Ecuador Total Desconexión [%] Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

57 Funcionamiento DIgSILENT Etapa Respuesta Demanda Etapa 1 ESA Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P [s] Guavio 220: Electrical Frequency in Hz DeslastreColombia: Demanda Deslastrada Total in MW Occidente 220: Electrical Frequency in Hz

58 Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de generación Caso Sistema débil DIgSILENT SALIDA 1200 MW SALIDA 1300 MW SALIDA 1400 MW SALIDA 1500 MW s Hz s Hz s Hz s Hz Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P s Hz [s] Torca 220: Electrical Frequency in Hz 9.999

59 Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de generación Caso Sistema fuerte DIgSILENT s Hz SALIDA 2200 MW SALIDA 2300 MW SALIDA 2400 MW SALIDA 2500 MW s Hz s Hz s Hz Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P s Hz [s] Torca 220: Electrical Frequency in Hz 9.998

60 Ejemplo de Evento 60 Frecuencia [Hz] 61.0 Evolución de la frecuencia - Área "Resto del SIN" DAC [MW] Medellín [Hz] - Simulada Medellín [Hz] - Real DAC [MW] - Simulada (Eje derecha) Tiempo [seg] Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. El modelo mostró un comportamiento similar en frecuencia a lo presentado en la realidad. La carga deslastrada en ambos casos mostró coherencia

61 EVENTOS CON EDAC 2011 EVENTO FECHA DEMANDA [MW] DESBALANCE [MW] DESLASTRE [MW] FRECUENCIA MÍN. [Hz] N ETAPAS Falla monofásica a tierra, Fase C, Circuito Guavio-Circo 2 a 230 kv Marzo 9 17:13 horas Marzo 9 17:18 horas y ,91 3 Desconexión unidades 1, 2, 7 y 8 de la Central San Carlos Mayo 10 13:48 horas ,36 1 Desconexión planta Guavio Disparo Circuito Porce III -San Carlos 500 kv* Septiembre 24 17:21 horas Octubre 5 22:21 horas (1) Octubre 10 20:14 horas (2) , , ,39 1 *Durante estos eventos el circuito Porce III -Cerromatoso500 kvse encontraba afectado por AMI. Por lo tanto la central Porce III se encontraba conectada radialmente desde San Carlos 500 kv 1, Se presento disparo del circuito por descarga atmosférica. 2, Se presento disparo del circuito por AMI.

62 EDAC ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA Ajustes Umbral Ajustes df/dt Etapa Frecuencia [Hz] Retardo Intencional [ms] Desconexión de Carga (%) Frecuencia [Hz] df/dt [Hz/s] Retardo Intencional [ms] 1 59, , , , , , , , , ,2 400

63 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS 63 Accionable No Accionable Instancia t 1 Generación vs Demanda Real Despacho Horario 2 Autoregulación ms 1 s 3 Regulación Primaria 1 s 10 s 4 Regulación Secundaria 30 s 10 min 5 Regulación Terciaria Min -Horas 6 EDAC 200 ms 4s

64 SEGUIMIENTO A LOS MODOS DE OSCILACIÓN EN EL SIN

65 MEDICIÓN FASORIAL ACTUAL EN COLOMBIA PMUs instaladas en 11 S/E 1. Sabana 2. Ancón Sur 3. San Carlos 4. Torca 5. Chivor 6. Guavio 7. Sochagota 8. Esmeralda 9. Betania 10. Jamondino 11. *Ocaña Concentración de datos y análisis oscilaciones PhasorPoint Programas adicionales utilizados: OpenPDC y PI de OSIsoft Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P. 65

66 RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS Modo mecánico: Se ha identificado que este modo característico del sistema se presenta en el rango entre 0.04 a0.07hertz.sedefinióelprimerrangode0.04a0.1hertz. Modo Colombia Venezuela: En esta operación se ha identificado un modo de 0.22 Hz, por lo cual se definió el segundorangoentre0.1y0.3hertz. Modo Colombia Ecuador: Este modo se encuentra dentro del rango de frecuencias de 0.35 Hertz a 0.6 Hertz. Se definióeltercerrangoentre0.3a0.6hertz. 66

67 RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS Modo Local: Se definió un cuarto rango entre 0.6 y 1 Hertz: En este rango de frecuencias, el modo predominante del SIN es de 0.9 Hertz Modos interplanta: Para los modos interplanta se definieron los siguientes rangos: De1a1.5Hz De1.5a2Hz 67

68 METODOLOGÍA SEGUIMIENTO OPERATIVO Con el fin de dar señales al operador del momento en el que debe tomar acciones para mejorar la estabilidad del SIN, se ajustan algunas alarmas para detectar si la estabilidad del SIN se está degradando, ya sea porque se presenten oscilaciones poco amortiguadas o la amplitud de estas sea mayor a lonormal. A - Amplitud (mhz) ,52 53,05 88,42 T d Tiempo de decaimiento (s) ξ 10 % ξ 5 % ξ 3 %

69 CONSIGNAS OPERATIVAS En caso de que se active la señal de alerta, se reduce la generación de las plantas que poseen reguladores de velocidad con control prealimentado, dándole prioridad a las que estén despachadas cerca de su máximo de generación. Cuando se requiera realizar cambios de generación en las principales plantas hidráulicas del SIN, se recomienda que los mismossehaganlomáslentoposibleentodoslosperiodosdeldía. Para las demás unidades, continuar con la consigna operativa de realizar los cambios de generación superiores a 230 MW lo más lentoposible,paralosperíodos18a19y21a22. Mantener dos unidades de Guavio generando para todos los períodos del día Mantener la inercia térmica al interior del país en un valor mínimo de 10 segundos.

70 SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES

71 SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES Oscilación 1 Mar. 21:00 a 22:00 F= 0.05Hz A max = 65mHz ξmin = 4.9% F= 0.06Hz A max = 78mHz ξmin = 4.27%

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