ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ANTE EL INGRESO MASIVO DE GENERACIÓN NO GESTIONABLE

2012

Dr. CARLOS GALLARDOCampus UniversitarioEdificio Ingenierìa EléctricaLadrón de Guevara E11-253Quito-EcuadorApartado 17-12-86617-01-2759Fax: (593-2) [email protected]

ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ANTE EL INGRESO MASIVO DE

GENERACIÓN NO GESTIONABLE

Dr. M.Sc Ing. Carlos Gallardo

Dr. M.Sc Ing. Carlos Gallardo

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

2012 2Escuela Politécnica Nacional "Dr. Carlos Gallardo"

El problema.

OPERACIÓN INEFICIENTE DE LA RED

“no” flujo óptimo de potencia

5

7-P

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

3 f,v

1

~ ~

2 7 8 9 3

5 6

~

4

1

2

4

6

Sistemas deControl

“no” máxima transferencia de potencia


Normativa de conexión a la red.

DISPOSITIVOS FACTS(Sistemas flexibles de transmisión de alterna)

STATCOM-P-2 (Compensador estático síncrono)

SVC-P-1(Compensador estático de potencia reactiva)

TCSC-S-1(Capacidad en serie controlada por tiristores)

sT1

sT1

2r

1a

v

Entrada Adicional

maxB

minB

B

sT1

sT

w

w

+

+ -v

refv

sT1

K

SVC

Entrada Adicional sT1

sT

w

w

+ +

-

v

refv

sT1

K

M

M

s

kk I

P

ααmax

ααmin

α

α

+

+

SVC Reactiva Potencia

líneaPbus, elen Tensión

ΔQ

ΔVsG

SVC

Bus

TCSC Reactancia

línea laen Potencia

XΔ

ΔPsG

L

L

VFP

Pa→V

Q Xc

Vδ PQ

sT1

sT1

6

5

vSeñal de entrada

TCSCmaxX

TCSCminX

sT1

K

a

a

TCSCX

- Capacidad de transferencia- Amortiguar oscilaciones- Seguridad en las conexiones

Amortiguar oscilaciones de 1

Hz.


Normativa de conexión a la red.

w

w

sT1

sT

2r

1a

sT1

sT1

4r

3a

sT1

sT1

k v vDesviación de la Velocidad

del Rotor

Ganancia

Filtro Pasa Altos Adelanto / Retraso smaxv

sminv

svPSS

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

¿Punto de operación?

Cargas Activas

excitación deTensión

rotor del Velocidad

ΔV

ΔωsG

PSS

SMES activa Potencia

bus elen Frecuencia

ΔP

ΔωsG

SMES

SMES-PQ(Unidad de almacenamiento de energía en superconductores

magnéticos)

HVDC(Transmisión de energía eléctrica en alta tensión y corriente continua)

FP

δ adición de una señal de modulación y control suplementario

¿Convertidores?

Desarrollo tecnológico

1) Falta2) Global


Objetivos.

Fundamentos teóricos de

estabilidad y punto de operación

Analizar el impacto de la generación no

gestionable sobre la

estabilidad.

1 2

Aplicar un sistema de

control en los parques para amortiguar

oscilaciones.

Aplicar el control al Sistema Peninsular Español.3 4

2012

ESTABILIDAD Y AMORTIGUAMIENTO DE OSCILACIONES EN SISTEMAS ELÉCTRICOS CON ALTA PENETRACIÓN EÓLICA

1: Introducción. CONTENIDO

2: Fundamentos teóricos.

3: Estabilidad de pequeña señal de un sistema eléctrico con parques eólicos.

4: Estabilidad de sistemas eléctricos mediante estabilizadores eólicos.

5: Aplicación del estabilizador eólico al sistema Peninsular Español.

6: Estabilizadores de potencia.

7: Coherencia en sistemas interconectados AC.

.








.

6Escuela Politécnica Nacional "Dr. Carlos Gallardo"


Clasificación de estabilidad.

Clasificación de Estabilidad en Sistemas Eléctricos

Estabilidad de Ángulo Estabilidad de Frecuencia

Estabilidad Transitoria (Gran Señal)

Corto Plazo

Corto Plazo Largo Plazo

Estabilidad de Tensión ante grandes perturbaciones

(Gran Señal)

Corto Plazo Largo Plazo

Estabilidad Oscilatoria (Pequeña Señal)

Estabilidad de Tensión ante pequeñas perturbaciones

(Pequeña Señal)

Inestabilidad no oscilatoria

Inestabilidad oscilatoria

Estabilidad de Tensión

Modos Entre áreas

Modos Locales

Modos entre Máquinas

Modos de Control

Modos de Torsión

Estabilidad de Frecuencia (Gran Señal)

ΔTe = Ks Δδ + KD Δωr

Osc. Crec Aum.

Eg1

Xg1 XL

Eg2

Xg2

Eg1

Xg1 XL

Eg2

Xg2

0.2 - 0.7 Hz.

Eg

Xg

Eo

XL

Eg

Xg

Eo

XL

0.8 - 1.8 Hz.

Eg1

Xg1 Eo

XL

Xg2

Eg2

Eg1

Xg1 Eo

XL

Xg2

Eg2

Unidad

Central

1.5 - 3.0 Hz.

10 - 46 Hz.

>4 Hz.

Normativa de Conexión (Grid Code)

Normativa de Conexión (Grid Code)


Representación en espacio de estados.

u BxAΔxΔ u DxCΔΔy

t)u,f(x,x

u)f(x,x

y

y

y

y

u

u

u

u

x

x

x

x

m

2

1

r

2

1

n

2

1

u)g(x,y

0)f(xx

+ΣBΔu Δx+ xΔ I

s

1

A

C

D

++Σ Δy

sBΔ0ΔxA)det(sI

A)adj(sIΔx(s) u

sDΔsBΔ0ΔxA)det(sI

A)adj(sICy(s)Δ uu

Δuu , ΔxxfxΔx Espacio de Estado

Linealización


Representación en espacio de estados.

n

n

1

n

n

1

1

1

x

f

x

f

x

f

x

f

A

r

n

1

n

r

1

1

1

u

f

u

f

u

f

u

f

B

n

m

1

m

n

1

1

1

x

g

x

g

x

g

x

g

C

r

n

1

n

r

1

1

1

u

g

u

g

u

g

u

g

D

Matriz de entradasó controlabilidad nxr

Matriz de salidas u observabilidad mxn

Matriz de transmisión directa ó proalimentación mxr

Cuál es el grado de estabilidad de los estados

estacionarios?

Det(sI-A) = 0

2nn ξ1jωξωλ jωσλ

π2

ωf

Det(A-λI) = 0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Par

te Im

agin

aria

Parte Real

Requerimiento de Amortiguamiento

5% 10% 15% -0.0693

Poco amortiguado

Amortiguado

Matriz de estados nxn

ωσ

σξ

22


Autovalores y respuesta asociada.

1) ω = 0, σ < 0 Respuesta unidireccional amortiguada. 2) ω ≠ 0, σ < 0 Respuesta oscilatoria amortiguada.3) ω ≠ 0, σ = 0 Respuesta oscilación de amplitud constante.4) ω ≠ 0, σ > 0 Respuesta oscilatoria con oscilaciones crecientes sin límite.5) ω = 0, σ > 0 Respuesta unidireccional monótonamente creciente.

1

1

2

3

5

4

5

Centro

Nodo Estable

Foco Estable

Punto Silla

Nodo Inestable

Foco Inestable


Autovectores y matrices modales.

ΦλAΦ iii

iii ΨλAΨ

n21 ΦΦΦΦ

TTn

T2

T1 ΨΨΨΨ

n21 ppp P

inni

2ii2

1ii1

ni

i2

i1

i

ΨΦ

ΨΦ

ΨΦ

p

p

p

p

ni

1i i

ir λs

R(s)G

ΦzΔx uzC

uz

DΔΦΔy

BΔAΦzΦ

ni

1i i

iir λs

BΨCΦ(s)G

1ΦΨ ii Mide Actividad

Pesa Contribución

Participación Relativa

Sensitividad a la retroal.

C afecta.

O informa.

Autovectores derecho e izquierdo

Factor de Participación

Análisis de Residuos

f=1.087

f=0.545

ξ=0.072

ξ=0.032

f=1.117

ξ=0.072

Residuo

Modo Controlable

Modo Observable

0D

2012

Modos de oscilación.


Modo de oscilación entre áreas

Modo de oscilación local

Modo de oscilación de torsión

2012









.








.



Aplicación al sistema de 39 nudos de New England.

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

1010

3030

22

88

3737

2525 2626 2929

99

3838

2828

11

3939

9988

77

22

33

44

55

66

2727

18181717

33

3131

3232

1111

1313

1010

1212

1414

1515

1616

77

2323

3636

2424

66

3535

22222121

1919

44

3333

55

2020

3434

11

Parque Eólico 250 MW

(167 aerogeneradores

1.5 MW)

Red 345 kV (Noroeste de EEUU)

20 Cargas Estáticas

12% carga del sistema5%


Modelo de parque eólico.

Aerogeneradores asíncronos de doble alimentación

Aerogeneradores síncronos de accionamiento directo

Modelo Aerodinámico

Velocidad del Viento Modelo del

Convertidor y Generador

Potencia Mecánica

RED

Corrientede la red

Controlador de ángulo de paso

Controlador de velocidad del

rotor

Sistema de Protección

Controlador de tensión en los

bornes

Potencia Reactiva de Referencia

Corriente de Referencia

de la red

Potencia Activa de Referencia

Tensión en los Bornes

Velocidaddel

Rotor

CorrienteLimitada

Tensión

Ec

Ecua

Lim vel. palas PvsVwI,f,V

Huecos de tensión

FP y V


Efecto de los parques eólicos.

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Autovalores

Con Parques Eólicos Con Generación Convencional

Amortiguamiento 5% Sistema Original

+

+Vref ( )Ex sE fd

4K

31 3

K

sTfd

2K

6K

Te

Tm

12H KS D

0s

1K

5KVt1

1 sTR

+

-+

+

-

-

+

+

V VOTHSG VOELS

-+

-

+

+-

( )

ECpu

11 sTR

VREF

VS

1

KAsTA

VR

RMAXV

RMINV

VC

VF

1

1

sTCsTB

VUEL

HVGate

VFE

1sTE

0.

KE

· ( )V EFD S EFDX E

1 1

sKFsTF

+

+

EFD

( )ReferenceVAR L

1R 1

11 T s

2

3

11T sT s

Dt

PMECH

SPEED

VMAX

VMIN

-

++

-


Autovalores del sistema New England con parques eólicos, para cuatro condiciones de carga.

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Autovalores

Cond. Valle Cond. Llano Cond. Punta Estable

Cond. Punta Inestable Amortiguamiento 5%

Modo poco amortiguado

Modo inestable

λ = -0.211+j1.1744f=0.18691 Hz. ξ= 0.017954


Autovalores del sistema New England con parques eólicos, condición inestable.

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Autovalores

Cond. Punta Inestable Amortiguamiento 5%

Modo inestable

f = 0.35372

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

Gen

10-B

us30

Gen

2-Bus31

Gen

3-Bus32

Gen

4-Bus33

Gen

5-Bus34

Gen

6-Bus35

Gen

7-Bus36

Gen

8-Bus37

Gen

9-Bus38

Gen

1-Bus39F

acto

r d

e p

art

icip

ació

n N

orm

ali

zad

o

Modo : 0.36867 + j 2.2225

ω = (k+4)

δ = (k+5)

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1


Actuación sobre el despacho de carga, generador FP medio.

0,3687; 2,2225

0,3687; -2,2225

-0,0093; 2,3986

-0,0093; -2,3986

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Im

ag

ina

ria

Parte Real

Redespacho de potencia activa Generador 10 - Bus 30

Cri-G10-1141MW G10-1091MW G10-991MW

G10-791MW G10-391MW Amort. 5%

FP = 0.087865.73%

f=0.3817ξ = 0.0038

50 100

20040

0


Actuación sobre el despacho de carga, generador FP alto.

0,3687; 2,2225

0,3687; -2,2225

-0,1553; 2,0587

-0,1553; -2,0587

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Im

ag

ina

ria

Parte Real

Redespacho de potencia activa Generador 9 - Bus 38

Cri-G9-1121MW G9-1071MW G9-1021MW

G9-971MW G9-921MW Amort. 5%

FP = 0.365817.84%

f=0.3277 Hz.ξ=0.07522

50


Actuación sobre los parques eólicos.

0,3687; 2,2225

0,3687; -2,2225

-0,2119; 2,4841

-0,2119; -2,4841

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Im

ag

ina

ria

Parte Real

Redespacho de potencia parques eólicos- buses 14,16,17

Cri-WP-750MW WP-700MW WP-600MW

WP-400MW WP-150MW Amort. 5%

80.0%f=0.3537 Hz.

ξ=0.1637

50 100

20025

0

2012









.








.



Descripción del estabilizador eólico de sistemas eléctricos.

PΔωkP wwpssw )Δωk(1PP wwref

Potencia Extra ída del Viento

Control de velocidad

-

+

Kw

Ppssw

Δω

1/J

Control de Paso de pala

+

wr

Angulo de paso de pala

Desviación de frecuencia eléctrica

Estabilizador Eólico

Pw

PUNTO DE CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA

X

-

PrefTm

1/wr 1/wr

Pm Tref

PSS → desacoplamiento entre par y velocidad → rapidez de control del par

A

New England → Análisis Peninsular → Práctico


Análisis de pequeñas señal con estabilizadores eólicos.

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

Kw

Kw

Kw

1. Caso amortiguado.2. Caso poco amortiguado.

Pequeña señal → Autovalores Gran señal →

Perturbaciones


Análisis de pequeñas señal con estabilizadores eólicos.

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Imag

ina

ria

Parte Real

Autovalores

Caso base Caso amortiguado Amortiguamiento 5%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Efecto de la ganancia del estabilizador eólico en los autovalores

Sin estabilizador eólico G=30 G=60 G=120 Amortiguamiento 5%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Autovalores

Caso base Caso poco amortiguado Amortiguamiento 5%

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

-2,0 -1,8 -1,6 -1,4 -1,2 -1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,0 0,2 0,4 0,6

Pa

rte

Ima

gin

ari

a

Parte Real

Efecto de la ganancia del estabilizador eólico en los autovalores

Sin estabilizador eólico G=30 G=60 G=120 Amortiguamiento 5%


Estudio de estabilidad transitoria con estabilizadores eólicos.

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

Kw

Kw

Kw

F4F24

1. Caso amortiguado.2. Caso poco amortiguado.

Intensidades grandes, Aceleración de los generadores, Pérdida de elementos del sistema


Estudio de estabilidad transitoria.

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

Kw

Kw

Kw

F4

Falta en el nudo 4 - Caso amortiguado1

Topología de la red igual

150 ms


Falta en el nudo 4, caso amortiguado sin estabilizadores eólicos.

Potencia de salida en los parques eólicos

Pref independiente de las condiciones de red

Coincide ΔV


Falta en el nudo 4, caso amortiguado sin estabilizadores eólicos.

Tensión de salida en los parques eólicos


Falta en el nudo 4, caso amortiguado con estabilizadores eólicos.

G = 0G =

30G = 60G = 120

Potencia de salida en los parques eólicos

P=f(Kw)>Kw→>ξ>Kw→>OscEc rotor



G = 0G =

30G = 60G = 120

Tensión de salida en los parques eólicos



G=0G=30

G=60G=12

0

Flujo de potencia entre áreas

>Kw→>ξ

K=0G1 otra áreaT=2.1 seg.f = 0.48 Hz.


Descomposición modal.

)φtsen(βαμ(t) jj

2p/

1jj

t)sen(ωeαμ(t) jtβ

q

1jj

j

2

ii )μ(ty iii ty )(

Mínimos cuadrados

t 0μ(t)Dξ 1k1p

1kk

Prony

.)Cov(λeαμ(t)2p/

1j

tβj

j

Cuantificar amortiguamiento antes y después (PSS)Términos exponenciales y sinusoidales

amortiguados

Operador diferencial

Coeficientes desconocidos

A

2p/

1j

tβj

jeαμ(t) Respuestas transitorias estabilizan en el t

Solución apropiada:

SE conducido por fuerzas osc. cont

Combina comportamiento transitorio y periódico

-Error de observación aleator.-Errores Gaussianos-Estiman parámetros min Err2


Descomposición modal flujo de potencia entre áreas.

G = 0G = 30

G = 60

G = 120

Oscilaciones de potencia para diferentes ganancias

Componente fundamental

0,1439

0,1491

0,1590

0,1873

0,0000 0,0500 0,1000 0,1500 0,2000

0

30

60

120

Amortiguamiento

Gan

anci

a

FALTA EN NUDO 4 (Caso Amortiguado)Oscilaciones entre áreas New England-Generador 1


Estudio de estabilidad transitoria.

10

30

2

8

37

25 26 29

9

38

28

1

39

98

7

2

3

4

5

6

27

1817

3

31

32

11

13

10

12

14

15

16

7

23

36

24

6

35

2221

19

4

33

5

20

34

1

Kw

Kw

Kw

F4

Falta en el nudo 4 - Caso poco amortiguado 2

Topología de la red igual

150 ms


Falta en el nudo 4, caso poco amortiguado con estabilizadores eólicos.

G=0G=30

G=60G=12

0

Flujo de potencia entre áreas Inestable→4s

G>60→Estable

2012









.








.


2012 38

Sistema Peninsular Español.

Interconexiones

400 kV

220 kV

España

11.5% Demanda 11.5% Demanda

Elevada capacidad de generación eólica

Elevada capacidad de generación eólica

Reducida capacidad Reducida capacidad

3.5% Capacidad de generación

3.5% Capacidad de generación

Media Europea Media Europea

Cumbre Barcelona 2002 Cumbre Barcelona 2002

Protecciones desconectan

Protecciones desconectan

Oscilaciones clave para estabilidad Oscilaciones clave para estabilidad

de interconexión UCTEde interconexión UCTE

Escuela Politécnica Nacional "Dr. Carlos Gallardo"

2012 39

Aplicación del estabilizador eólico al sistema Peninsular Español.

Punta- invierno 2011 línea de doble circuito por Gerona. Importación inicial de potencia desde Francia asciende 1500 MW.

20000 MW EÓLICOS

INSTALADOS

REPARTO HOMOGENEO DE VIENTO

GENERAN 80% DE LA POTENCIA INSTALADA

75%→25%V<85%


2012 40

Cortocircuito en la zona del Levante.

Zona del Levante

G=0

Nudo: 400 kV577MW20 PE G=8G=32

Flujo de potencia entre áreas Francia-España

Protección de mínima tensión


2012 41

Cortocircuito en la zona del Levante.

G=32

0,1420

0,1800

0,2680

0,0000 0,0500 0,1000 0,1500 0,2000 0,2500 0,3000

0

8

32

Amortiguamiento

Gan

anci

a

FALTA EN LEVANTEInterconexión Francia-España

Producción de 5 parques eólicos

ΔPp→ Caída de tensión → Limitación de la corriente en los convertidores

5 zonas del Sistema Peninsular


2012 42

Cortocircuito en la zona Central.

Zona Central

400 kV1119 MW45 PE

G=0G=8G=32

Flujo de potencia entre áreas Francia-España


2012 43

Cortocircuito en la zona Central.

G=32

0,1480

0,1840

0,2360

0,4310

0,0000 0,1000 0,2000 0,3000 0,4000 0,5000

0

8

16

32

Amortiguamiento

Gan

anci

a

FALTA EN LA ZONA CENTRALInterconexión Francia-España

Producción de 5 parques eólicos

Resultados satisfactorios → Los parques pueden amortiguar


2012

Dr. CARLOS GALLARDOCampus UniversitarioEdificio Ingenierìa EléctricaLadrón de Guevara E11-253Quito-EcuadorApartado 17-12-86617-01-2759Fax: (593-2) [email protected]

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

f – Conexiones fuertes Generación distribuida Normativa de conexión (Grid Code)

v – FACTS Normativa de Conexión

(Grid Code)δ adición de una señal de modulación y control suplementario

ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ANTE EL INGRESO MASIVO DE GENERACIÓN NO GESTIONABLE

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