CONTROL DE FRECUENCIA Y POTENCIA ACTIVA
Índice 1.-- Int 1. Introd roduc ucci ción ón 2.- Modelo del Control Control de Frecuenc Frecuencia ia 3.- Regula Regulación ción Primari Primariaa de Frecuenc Frecuencia ia 4.- Control Aut Automátic omático o de Generación Generación
Índice 1.-- In 1. Intr trod oduc ucci ción ón 2.- Modelo del Control Control de Frecuenc Frecuencia ia 3.- Regula Regulación ción Primari Primariaa de Frecuenc Frecuencia ia 4.- Control Aut Automátic omático o de Generación Generación
Variación de la Demanda
Demanada del SIN (MW) 30 800 900
750
25
800 )
700
700
20
M ( a 600 d n a m500 e D
650
s a í D 15
600 550
400 10
300 30
500 450
20 10 days
5
10 hours
15
20
5
400 5
Demanda del SIN – Enero 2008
10
15 Horas
20
Variación de la Demanda ����� �������� ������� � ��� ���� ������
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Demanda del SIN – Enero 2008
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Equilibrio entre la Demanda y la Generación Valvula/Inyector Vapor/Agua
Generador Turbina
Pm
G
Pe
Carga PL Gobernador
Velocidad
Sistema Generador – Car a Aislada
Balance de Energía en un Sistema Eléctrico Un sistema opera en régimen permanente, cuando la potencia mecánica entrante al sistema desde las turbinas es igual a la potencia eléctrica consumida por las cargas, descontando las pérdidas.
El Generador Sincrónico como Regulador de Potencia
Elementos principales del generador síncrono en el control de frecuencia
Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria
El control de frecuencia en el sistema eléctrico interconectado debe conseguir que:
Se mantenga la suficiente energía de reserva Para cumplir estos objetivos, el marco regulatorio debe organizar el funcionamiento del sistema eléctrico para que su operación corresponda a un mercado de energía competitivo. Y el control de frecuencia-potencia se organiza en tres niveles: primario, secundario y terciario.
Se mantenga el equilibrio entre generación y demanda Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema Se cumplan los compromisos de intercambio de energía con las
Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria
El control primario, se
presenta de manera inmediata luego de un desequilibrio entre la generación y la demanda, operando en un margen de tiempo de entre 2 y 20 segundos. Actuá de forma local en cada generador síncrono, atendiendo a la velocidad de giro del eje. La rapidez de este control está limitada por la propia inercia de los generadores. , segundos y 2 minutos. Actúa en el ámbito del área de control, atendiendo a la frecuencia y al intercambio de potencia con las áreas vecinas. opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos. Actúa en el ámbito de un sistema eléctrico extenso, buscando un reparto de cargas optimizado que asegure suficientes reservas de energía. El control terciario,
Índice 1.- Introducción
2.- Modelo del Control de Frecuencia 3.- Regulación Primaria de Frecuencia .- on ro
u om
co e enerac n
Modelo Generador - Carga
El conjunto eje - turbina de un generador sincrónico gira sometido a dos pares opuestos: el par mecánico Tm aportado desde la turbina tiende a acelerar el eje, mientras el par electromagnético Te ejercido en el entrehierro del generador tiende a renar o. El diagrama de bloques que representa el sistema generador – carga, considera un tiempo de arranque mecánico (M = 2H) y una constante de amortiguamiento de la carga (D), que es una constante que relaciona la variación de frecuencia con el incremento de potencia debido a ella.
Diagrama de bloques del generador/carga
Modelo del Primotor
El primotor que impulsa un generador puede ser una turbina de vapor o una hidroturbina. El modelo del primotor debe relacionar la posición de la válvula que regula el flujo de vapor o agua y la potencia mecánica de salida de la turbina. ∆ P válvula G primotor ( s) = ∆ P M Central térmica de vapor sin recalentamiento T
1
s = τ
T
Central térmica de vapor con varias etapas GT ( s ) =
1 τ
T
⋅ s + 1
⋅ s + 1
⋅
⋅
⋅ s + 1 τ RC ⋅ s + 1
α τ
RC
Central hidroeléctrica - Turbina hidráulica 1 − 2 ⋅τ H ⋅ s GT ( s ) = τ ⋅ s + 1 H
Regulador de Velocidad Isócrono
El control de velocidad actúa con la señal de error de la velocidad, generando una señal de control que modifica la potencia mecánica de la turbina en la central. Ante un error negativo de la frecuencia, el regulador aumenta la potencia mecánica aplicada sobre el eje, lo cual tiende a reducir el error de frecuencia. El efecto integrador del regulador hace que el régimen permanente se alcance cuando el error de frecuencia es cero.
Esquema del Regulador Isócrono
Regulador con característica frecuencia-potencia negativa
Para permitir que varios generadores participen en el control primario de frecuencia dentro de un mismo sistema, se aplica en cada uno de ellos una característica frecuencia-potencia . La constante R es la que determina la característica del regulador en régimen permanente. La constante R se conoce como estatismo de un generador, y es igual a la relación entre el incremento relativo de velocidad ∆ωr y el incremento relativo de potencia de salida ∆Pm
Regulador Primario con Estatismo
Estatismo Permanente
Potencia
Velocidad
Regulación •
Frecuencia
El estatismo permanente (R) se determina de la siguiente manera: ω NL − ω FL × 100 ω o
%R =
•
Característica Gobernador
Velocidad-Estatismo
del
Estatismo Permanente
El estatismo puede expresarse en valores unitarios o porcentuales. Por ejemplo, un estatismo del 5% significa que un incremento de frecuencia del 5% provoca un incremento del 100% en la apertura de la válvula y en la potencia de salida.
Respuesta dinámica de un generador con estatismo
Generadores en Paralelo
Si dos ó mas generadores que cuentan con estatismo permanente en sus gobernadores son conectados a un SEP, ellos tendrán una única frecuencia y compartirán la responsabilidad de estabilizar el sistema ante una variación en la carga . Para garantizar un comportamiento igual de la demanda en proporciones de las especificaciones nominales de las maquinas, es evidente que la característica de velocidad-estatismo deben ser idénticas.
Índice 1.- Introducción 2.- Modelo del Control de Frecuencia
3.- Regulación Primaria de Frecuencia .- on ro
u om
co e enerac n
Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1
Según la información del CNDC, del sistema eléctrico actualizado a Enero 2008, la representación lineal del regulador de velocidad (Gobernador) de la unidad hidroeléctrica Huaji 1 del Zongo, es por medio del modelo estandarizado IEEEG2. El modelo IEEEG2 del gobernador asociado al sistema hidráulico lineal, es el siguiente:
Modelo IEEEG2 del Regulador de Velocidad
Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1
Utilizando la herramienta computacional MATLAB/SIMULINK, se puede simular el comportamiento de la unidad Huaji 1 suministrando energía a una carga aislada cuando se produce un incremento en la carga. Potencia 0.5 de Referencia
25
2.12s+1 0.478s2+9.61s+1
Ganancia Gobernado Servomotor 1/R Gobernador IEEEG2
Variación de la Carga
-0.4s+1
1
0.2s+1 Sistema Hidraulico Penstock/Turbina
7.36s+0.5 Sistema Electrico-Mecánico Generador/Carga
(1+u)*50 Frecuencia Ba se -KPotencia Base
Sistema Generador - Barra Infinita, Unidad Hidroeléctrica Huaji 1
Respuesta Frecuencia y Potencia
Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador Carga Aislada, Unidad Huaji 1
FRECUENCIA DEL SISTEMA 50 ] 49 z H [ a i c 48 n e u c e r F 47
46
X: 20.01 Y: 49.02
0
5
10
15 Tiempo [s]
20
25
30
20
25
30
POTENCIA MECÁNICA 18 16 ] W14 M [ a 12 i c n e t o 10 P
8 6
0
5
10
15 Tiempo [s]
Sistema de Interconexión de dos Áreas
Cada área es representada mediante una fuente de tensión interna detrás de una reactancia equivalente. El flujo de potencia activa a través de la línea de unión es:
Linealizando alrededor del punto de equilibrio inicial definido por δ1o y δ2o,
Esquema de un sistema con dos áreas
Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador Carga Aislada, Unidad Huaji 1
Sistema de Regulación Primaria de dos Áreas Eléctricas
Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Paz conformado por dos áreas Hipótesis del estudio
El sistema eléctrico de La Paz o Sistema Norte puede ser representado a través de dos áreas eléctricas conformadas por las instalaciones pertenecientes a las empresas de generación COBEE e HB que conforman el parque generador del Sistema Norte. Considerando que la producción de HB, cubre la demanda de los , retira energía del SIN a través de Electropaz en el nodo Kenko. El par sincronizante de la línea Pichu – Kenko, se determinara considerando al nodo Kenko como una barra infinita, para una potencia inyectada en el nodo Kenko de 75 MW con f.p. de 0.95, valor admitido en las condiciones de desempeño mínimo del SIN.
Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Paz conformado por dos áreas
Potencia de Referencia HB
Valvula de Distribución Control Proporcional -K-
Valvula Piloto
Ymax 1 s Ymin Control Integral -K-
1 s
-K-
Variación de la Carga HB
Servomotor Principal 1 s
-K-
1/Tp
-K-
1/Tdv
1/Tg
1 s
-1.268s+1 0.634s+1 Sistema Hidraulico Penstock/Turbina HB
0.01s
1 (1+u)*50 2.448s+2 Frecuencia Base HB Sistema Electrico-Mecánico Generador/Carga HB 100
0.05s+1 Control Derivativo
Potencia Base HB
-KEstatismo Permanente HB
Respuesta Frecuencia y Potencia de Transferencia Área Norte
Potencia de Referencia COBEE
-K-
100 Potencia Base LP
Potencia Transportada LT Chuquiaguillo - Kenko
Variación de la Carga COBEE
2.12s+1
-0.4s+1
1
0.478s 2 +9.61s+1
0.2s+1 Sistema Hidraulico Penstock/Turbina COBEE
9.788s+2 Sistema Electrico-Mecánico Generador/Carga COBEE
Estatismo Servomotor Permanente COBEE Gobernador IEEEG2
f(u) Frecuencia Base LP 1 s
-KPar Sinconizante LT Chuquiaguillo - Kenko
(1+u)*50 Frecuencia Base COBEE 100
Respuesta Frecuencia y Potencia COBEE
Potencia Base COBEE
Representación delSistema Eléctrico de La Paz
Respuesta Frecuencia y Potencia HB
Respuesta de la Frecuencia del Sistema Norte a causa de la pérdida de 14 MW
FRECUENCIA DEL SISTEMA 50.1 50.05 50 49.95 X: 90.26 .
) 49.9 z H ( a i c 49.85 n e u c e r F 49.8
49.75 49.7
Datos Registrados (Medidos) Datos de Simulación en computadora
49.65 49.6
0
10
20
30
40
50 Tiempo (s)
60
70
80
90
100
Respuesta de Frecuencia y Potencia en la línea de Interconexión
FRECUENCIA DEL SISTEMA 50 ) 49.9 z H ( a i c 49.8 n e u c e r F 49.7
49.6
X: 490.5 Y: 49.91
0
50
100
150
200
250 Tiempo (s)
300
350
400
450
500
400
450
500
TRANSFERENCIA DE LA LÍNEA PICHU - KENKO 78 77
) W M ( 76 a i c n 75 e t o P
74 73
0
50
100
150
200
250 Tiempo (s)
300
350
Análisis de la desviación de la Frecuencia en Régimen Permanente
La desviación de la frecuencia en régimen permanente se determina en base a la aplicación del teorema de valor final a la función de transferencia del sistema Gobernador – Turbina.
Generalizando la expresión anterior para n generadores en paralelo,
A partir de este desarrollo se define el parámetro β llamado característica de respuesta en frecuencia del área (AFCR) o respuesta estática en frecuencia del área.
Análisis de la desviación del flujo de potencia en sistemas interconectados en Régimen Permanente
El error de flujo de potencia entre áreas en régimen permanente es:
Índice 1.- Introducción 2.- Modelo del Control de Frecuencia 3.- Regulación Primaria de Frecuencia
5.- Control Automático de enerac n
Introducción
Los objetivos principales del control automático de la generación (Automatic generation control / AGC) son la regulación de la frecuencia al valor nominal especificado y mantener el áreas al valor programado, mediante el ajuste de la potencia de salida de los generadores seleccionados.
Controlador P-f
∆fi
∆Pci
Vapor
Válvula de admisión
Mecanismo de control de la válvula
Generador Máquina motriz
∆fi Sensor de frecuencia
∆PGi+j∆QGi
Barras del Generador RED
Objetivos del Control Automático de Generación • Operación económica del sistema • Seguridad operativa • Calidad de frecuencia y voltaje
Estaciones de Trabajo de Sistema SCADA y de aplicativos.
Sistemas de comunicación pública, red privada y celulares. Bases de datos para aplicativos y SCADA Servidores principales y de respaldo
3
Centro Nacional de Despacho de Carga
La Ley N° 1604 de 21 de diciembre de 1994, definió las responsabilidades de los diferentes agentes: CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Operación Integrada recursos del SIN Operación segura, confiable y económica
Frecuencia del SIN Tensión STI
TRANSMISORES Supervisión activos propios o delegados Ejecución de maniobras
Calidad STI Disponibilidad de activos
GENERADORES Operación de sus plantas generadoras DISTRIBUIDORES Planeación y operación activos propios o delegados
Cumplir despacho
Calidad servicio
3
Centro de Despacho de Carga (CDC) Reportes
Redespacho Redespacho
Maniobras F, V
Análisis Elec.
Supervisión y Control
34 de 47
Análisis del Control Automático de Generación
Para hacer el error de la frecuencia igual a cero se debe incluir un control integral al gobernador que ajuste el valor de la potencia de entrada del generador.
El Error de Área de Control (ACE) que tiene una componente proporcional al error de los intercambios de potencia comprometidos con esa área. Esta señal de error se introduce después a un integrador para garantizar que se van a variar las potencias de entrada a los generadores hasta que el error del área sea cero. El ACE se define como
Sistema Troncal de Interconexión (STI)
