MODELO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA ÓPTIMO PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES (CASO REPUBLICA DOMINICANA) E. A. JIMÉNEZ* V. R. ARIAS I.

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1 MODELO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA ÓPTIMO PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES (CASO REPUBLICA DOMINICANA) E. A. JIMÉNEZ* V. R. ARIAS I. OLIVEROS** Empresa Generadora de Electricidad de Haina, S.A (EGE-HAINA) República Dominicana **Universidad del Norte (UNINORTE) RESÚMEN En todo sistema eléctrico es muy importante mantener la frecuencia eléctrica en valores nominales, ya que es un indicador muy importante de la calidad de la energía. En un sistema eléctrico insular las variaciones de frecuencia debido a desequilibrios entre generación y demanda son mayores que en sistemas de gran tamaño. Esto se debe principalmente a los tipos de tecnologías de los generadores existentes y a menores inercias globales del sistema. Por esta razón no es correcto aplicar los mismos criterios y condiciones en la regulación de frecuencia para sistemas pequeños o medianos que para grandes sistemas interconectados. El modelo actual de regulación de frecuencia empleado en la Republica Dominicana está diseñado para un sistema mucho más grande e interconectado con otros sistemas. Esta realidad hace que el sistema no pueda detener las variaciones de frecuencia producidas por eventos en la red. Teniendo que llegar, muy frecuentemente, a la desconexión automática de demanda para llevar la frecuencia a valores nominales. Con el fin de determinar el modelo de regulación de frecuencia que mejor se adapta al sistema eléctrico de la Republica Dominicana se analizaron todas las características del sistema tanto la topología de la red, las tecnologías actuales de las unidades generadoras y la variabilidad de la demanda. Se realizaron diferentes estudios dinámicos para determinar la inercia global del sistema, el comportamiento de la frecuencia antes diferentes perturbaciones que puedan ocurrir en la red de transmisión y los márgenes mínimos de reservas primarias para regulación de frecuencia. Para validar el modelo de regulación de frecuencia resultante se realizaron diferentes despachos económicos, corridas de flujos y estudios de estabilidad de frecuencia ante diferentes perturbaciones de la red. Todos los resultados obtenidos mostraron que con el modelo de regulación de frecuencia propuesto la velocidad de respuesta de la generación es mucho más rápida y se evita más cortes de suministro para la estabilización de la frecuencia. También se determinó que el costo del servicio de regulación de frecuencia es mucho menor con el modelo propuesto en comparación con el método de regulación actual. Palabras Claves: Regulación de Frecuencia, Reserva primaria, Estabilidad Transitoria, deslastre de generación, Sistema insular, Regulador de velocidad, Estatismo, Lazo de control. *jimenezel@egehaina.com

2 1. INTRODUCCIÓN En los sistemas eléctricos medianos y pequeños la regulación primaria de frecuencia juega un papel primordial para la estabilidad del sistema y para mantener la continuidad del suministro. Cualquier evento que pueda ocurrir en un sistema de baja inercia puede ocasionar una gran desviación en la frecuencia. Los sistemas de regulador de velocidad de los generadores deben de ser capaces de reaccionar rápidamente ante los cambios de frecuencia con el fin de restablecer el balance entre generación y demanda luego de cualquier perturbación en la red. No es correcto aplicar los mismos modelos para regulación primaria de frecuencia en sistemas grandes e interconectados con otros sistemas que en sistemas pequeños y aislados. Muchos de los generadores instalados en sistema pequeños no están preparados para afrontar variaciones bruscas de frecuencia. Por ellos es necesario que las normativas para regulación de frecuencia de cada sistema especifiquen las características de respuestas que necesitan para mantener la seguridad y la calidad del suministro de energía eléctrica. [1] 2. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN DE LA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO CARACTERÍSTICAS DE LA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA EN REPUBLICA DOMINICANA El Sistema Eléctrico de la Republica Dominicana es un sistema insular sin interconexión con otros sistemas. La demanda máxima proyectada de este sistema es 2,271 MW para La red de transmisión eléctrica es poco mallada, esto ocasiona que ante cualquier perturbación se vea afectado el balance entre la generación y la demanda. En la tabla 1 se observa el mix energético actual del sistema eléctrico dominicano. El 49% de la energía eléctrica en la Republica Dominicana se genera a base de motores de combustión interna. La central generadora más grande del sistema tiene una potencia nominal de 320 MW. Esta característica hace que la inercia global del sistema sea pequeña. En un sistema con baja inercia existen mayores variaciones de frecuencia. TABLA 1, MIX DE GENERACION SISTEMA ELECTRICO DOMINICANO Tecnología Participación Eólica 2% Carbón 16% Ciclo Combinado Gas Natural 15% Turbina a Gas Con Derivados de Petróleo 9% Hidroeléctrica 9% Motores de Combustión Interna 49% El reglamento de la ley general de electricidad establece que la frecuencia en el rango ± 0.15 Hz de la frecuencia nominal debe mantenerse en el 99.0% del tiempo, mientras en el rango ± 0.25 Hz de la frecuencia nominal, debe estar el 99.8% del tiempo. Estos límites nunca se han cumplido. En el año 2013 se produjeron 211 eventos con actuación de deslastre automático de carga. El primer escalón del Esquema Automático de Deslastre de Carga (EDAC) se activa cuando la frecuencia del sistema llega a 2

3 59.2 Hz. Estas desconexiones de la demanda afecta la calidad de la energía eléctrica y se pierde el principio de continuidad del suministro de energía, generando con esto sobrecostos a los usuarios finales del servicio. La Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) en el sistema eléctrico dominicano es un servicio obligatorio y retribuido. Bajo el modelo actual de RPF no todas las unidades generadoras están llamadas a prestar el servicio de RPF. La selección de unidades se basa en un sistema de orden de mérito. Para establecer este orden se determina el factor A de cada generador = PMax: Potencia Máxima Unidad. Gradiente de Toma de Carga: Velocidad de toma de carga de la unidad. PMIN: Potencia Mínima de la Unidad. Estatismo: Estatismo Permanente del regulador. Según el organismo regulador del sistema, utilizando este método de selección se garantiza que las unidades con mejores prestaciones para regular frecuencia ofrezcan el servicio. En la práctica toda la regulación primaria de frecuencia se realizaba a través de las primeras cinco generadores de la lista de mérito para RPF. Esta regulación se realiza con una reserva primaria de 3% de la generación total, equivalente a 60 MW. Para la realización de la regulación de frecuencia es significativamente favorable involucrar la mayor cantidad de unidades generadoras posibles. La variación de la potencia generada ante un cambio de frecuencia, en las unidades generadoras, está determinado por el estatismo permanente. Otro aspecto a tomar en cuenta es que la mayoría de fabricantes de generadores establecen sistemas de control superpuesto a los reguladores de velocidad, estos controles realizan una regulación menos rápida o en muchos casos una regulación selectiva a través de una rampa de velocidad de toma de carga. Este tipo de filosofía de regulación de velocidad esta ideada para sistemas mucho mayores y más robustos que el dominicano en los cuales no tienen grandes variaciones en la frecuencia de la red. En muchos de los casos los generadores instalados en Republica Dominicano tienen este tipo de control superpuesto, disminuyendo con esto la velocidad de respuesta de las máquinas. Para establecer un modelo de regulación primaria de frecuencia adaptado a las características del sistema eléctrico dominicano se analizaron distintos parámetros como son: Determinación de la inercia global del sistema. Análisis del comportamiento de la demanda-generación y reserva para RPF. Estabilización de Criterio de desempeños mínimos para los reguladores de velocidad de las unidades generadoras DETERMINACIÓN DE INERCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO Cuando se produce un evento en el sistema que ocasiona un desbalance entre la generación y la demanda la frecuencia del sistema comienza a disminuir. En los primeros instantes del evento solo la inercia de los generadores se opone al cambio de la frecuencia, en los instantes siguientes la acción del control de la frecuencia la toma los controladores de velocidad de los generadores. 3

4 Para determinar la inercia global del sistema eléctrico se seleccionó un evento real de desconexión de un generador. Este evento produjo una sobrecarga de 15% de la demanda total. En la figura 2 se puede observar la caída de frecuencia real, en esta se observa que la frecuencia llaga a valores de deslastre automático de carga (59.2 Hz) en 1.7 segundos. La evolución de la frecuencia del evento se comparó con cálculos de caídas de frecuencia para diferentes sistemas con constantes de inercias distintas y el mismo desbalance entre generación y demanda. Se observa que la caída de frecuencia en el sistema eléctrico dominicano corresponde con un sistema de constante de inercia H=4s Evento sobrecarga 15% Frecuencia [Hz] Simulación sistema constante de incercia H=5s Simulación sistema constante de incercia H=4s Simulación sistema constante de incercia H=3s Frecuencia Real Tiempo [s] Fig.1. Determinación de inercia del sistema dominicano. La respuesta de los reguladores de velocidad de los generadores debe de ser capaz de estabilizar la frecuencia del sistema en menos de 1.7 segundos para evitar la desconexión automática de cargas. Lo importante para la regulación primaria de frecuencia en sistemas eléctricos con baja inercia es la velocidad de respuesta de los reguladores de velocidad, debido a tasas de cambio de frecuencia mayores. 3. MODELO DE REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA PROPUESTO PARA PEQUENOS SISTEMA ELECTRICOS 3.1. CRITERIO DE DESEMPEÑOS MÍNIMOS PARA LOS REGULADORES DE VELOCIDAD Debido a que en sistemas pequeños las variaciones de frecuencia son muchos mayores debido a la baja inercia global del sistema, los reguladores de velocidad deben de ser capaces de reaccionar rápidamente a los desequilibrios generación-demanda. Atendiendo a este hecho es importante exigir que los reguladores de velocidad cumplan con ciertos desempeños mínimos con el fin de asegurar la calidad del servicio de 4

5 RPF. En la normativa actual se exige algunos límites para ciertos parámetros de los reguladores que son los siguientes: Estatismo permanente entre el 0 y 6%. Banda muerta inferior al 0.1% (0.06 Hz). Capacidad de Regulación mínima del de más o menos cinco por ciento (± 5%) dentro de todo su rango de generación. Rango de frecuencia admisible de operación de la unidad, sin límite de tiempo, entre 59 y 61 Hz. La variación de la carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Estos requisitos no evalúan la velocidad de la respuesta de los generadores frente a las variaciones de la frecuencia. Para que estos requisitos tomen en cuenta la velocidad de los reguladores se deben de adicionar los siguientes requisitos: a) Tiempo de establecimiento menor a 25 segundos. La central que quieran ofrecer el servicio de RPF debe de ser capaz de aportar todo su margen de regulación asignado en menos de 25 segundos. Con esto se garantiza la rapidez de respuesta de la unidad. b) Banda muerta electrónica igual a 0 % y una Banda muerta Global de 40 mhz. Los nuevos reguladores de velocidad electrónicos tienen la propiedad de adicionar una banda muerta electrónica adicional a la que se ocasiona por desgastes en los servomecanismos. Un exceso de Banda Muerta puede generar transitoriamente efectos contrarios en la regulación de frecuencia CARACTERISTICAS DEL MODELO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA PROPUESTO. El modelo de regulación de frecuencia propuesto para los sistemas pequeños como el sistema de la Republica Dominicana contiene los siguientes puntos: 1. El servicio de RPF es de carácter obligatorio y no remunerado. La reserva horaria asignada para regulación primaria de frecuencia se repartirá a prorrata de la potencia generada entre todos los generadores habilitados para regular. Con el cual se termina el sistema actual de lista de mérito para seleccionar a los generadores que ofrecen el servicio de regulación de frecuencia. Con este punto se busca una regulación de frecuencia ofrecido por la mayor cantidad de generadores posibles ya que lo más importante para la RPF en sistemas pequeños es la velocidad de respuesta de los reguladores. 2. Todos los generadores deben de ofrecer el servicio de RPF con los reguladores de velocidad de cada unidad, sin ningún tipo de control superpuesto. El uso de controladores (superpuestos a los de la maquina) que corrigen con velocidad limitada mediante una rampa no es recomendable para los sistemas pequeños como el sistema dominicano. Por el contrario lo ideal para este sistema es el uso de reguladores que corrigen con la velocidad de diseño de su sistema de regulación primaria propia de la máquina. Con estos reguladores vienen equipadas todas las máquinas de fábrica. 3. Establecer criterios de desempeños mínimos de los reguladores de velocidad que prioricen la velocidad de respuesta de la unidad. El cual debe de incluir un límite para el tiempo de establecimiento de la máquina y una banda muerta electrónica de cero para el regulador. 4. Cada nuevo generador que se instale en el sistema deben de ser capaces de ofrecer el servicio de regulación primaria de frecuencia. Las variaciones de frecuencia son mayores en sistemas pequeños y 5

6 medianos que en grandes sistemas interconectados, por lo cual la Regulación Primaria del Frecuencia tiene un papel importantísimo en este tipo de sistemas COMPARACIÓN DEL MODELO ACTUAL DE RPF CON LA METODOLOGÍA PROPUESTA Para comparar el efecto en la regulación primaria de frecuencia del modelo propuesto se ha modelado todo el sistema eléctrico dominicano en un software de simulación dinámica de sistemas eléctricos. Se simularon dos eventos en los cuales ocasionaron un desbalance de 2.5% y 3% respectivamente. Ambos escenarios se simularon con una reserva para RPF de 3%. La figura 2 muestra la evolución de la frecuencia del sistema en un desbalance de 2.5%. Se observa que con el modelo propuesto la frecuencia llega a 59.44, mientras que en el modelo de RPF actual es Hz, que es una diferencia de 110 mhz. En los primeros instantes luego de producirse el evento, la caída de frecuencia es la misma con los dos modos de RPF, debido a que esta solo está determinada por la inercia del sistema. En los instantes siguientes entra a controlar la frecuencia los reguladores de velocidad de los generadores. Con el método propuesto están ofreciendo el servicio de RPF todas las unidades habilitadas para regular, con lo cual la velocidad de entrega de la reserva de RPF es mayor. Fig.2. Evolución frecuencia del sistema, sobrecarga 2.5% En la figura 3 el desbalance simulado es de 3%. Aquí observamos que con la metodología actual la frecuencia desciende hasta 59.2 Hz, en esta frecuencia se activa el primer escalón de deslastre automático de cargas. Por el contrario con el sistema propuesto la frecuencia se estabiliza en Hz. Esto demuestra que con la metodología para RPF actual el sistema no es capaz de utilizar toda la reserva para evitar que la frecuencia llegue a niveles 6

7 Fig.3. Evolución frecuencia del sistema, sobrecarga 3% 4. CONCLUSIONES En este trabajo se mostró las características de los sistema eléctricos pequeños y medianos, en los cuales hay más variaciones de frecuencias que en grandes sistemas interconectados. Se planteó que en muchos de estos sistemas eléctricos se utiliza una metodología de regulación primaria de frecuencia pensada para grandes sistemas en el cual la velocidad de respuesta de los reguladores de velocidad no es tan importante. Se estableció una metodología de RPF especializada para sistema de baja inercia con alta variaciones de frecuencia. En la cual la regulación de frecuencia es realizada por todos los generadores habilitados para ofrecer el servicio de RPF. La metodología no permite el uso de controladores superpuestos debido a que estos hacen más lenta la regulación de frecuencia y están pensados para grandes sistemas. También establece unos desempeños mínimos para los reguladores que incentiva la velocidad de respuesta. Finalmente el modelo de regulación primaria de frecuencia propuesto se evaluó a través de simulación de eventos con desbalance entre la generación y la demanda. Los resultados de las simulaciones arrojaron que con el modelo propuesto la velocidad de respuesta del sistema frente a desbalances generación-demanda es mucho mayor que con el sistema que establece la normativa dominicana. 5. REFERENCIAS [1] Alexandra von Meier, Electric Power System (A conceptual introduction). Hoboken, NJ: IEEE,