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CONTROL DE FRECUENCIA YPOTENCIA ACTIVA

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación

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Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación

Variación de la Demanda

Demanda del SIN – Enero 2008

510

1520

10

20

30300

400

500

600

700

800

900

hoursdays

Dem

anda

(MW

)

Demanada del SIN (MW)

Horas

Día

s

5 10 15 20

5

10

15

20

25

30

400

450

500

550

600

650

700

750

800

3

Variación de la Demanda

Demanda del SIN – Enero 2008

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

900.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

MW

Horas

Curva Promedio Semanal - Año 2008

Demanda Semanal Distribución Actual Distribución 3 bloques - Propuesto Distribución 4 bloques - Propuesto

Equilibrio entre la Demanda y la Generación

Un sistema opera en régimen permanente, cuando la potenciamecánica entrante al sistema desde las turbinas es igual a lapotencia eléctrica consumida por las cargas, descontando laspérdidas.

Turbina

Gobernador

G

GeneradorValvula/Inyector

VelocidadCarga PL

Pm PeVapor/Agua

Sistema Generador – Carga Aislada

Balance de Energía en un Sistema Eléctrico

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El Generador Sincrónico como Regulador de Potencia

Elementos principales del generador síncrono en el control defrecuencia

Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria

El control de frecuencia en el sistema eléctrico interconectado debeconseguir que: 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

áreas vecinas Se mantenga la suficiente energía de reserva

Para cumplir estos objetivos, el marco regulatorio debe organizar elfuncionamiento del sistema eléctrico para que su operacióncorresponda a un mercado de energía competitivo. Y el control defrecuencia-potencia se organiza en tres niveles: primario, secundario yterciario.

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Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria

El control primario, se presenta de manera inmediata luego de undesequilibrio entre la generación y la demanda, operando en unmargen de tiempo de entre 2 y 20 segundos. Actuá de forma local encada generador síncrono, atendiendo a la velocidad de giro del eje. Larapidez de este control está limitada por la propia inercia de losgeneradores.

El control secundario, opera en un margen de tiempo de entre 20segundos y 2 minutos. Actúa en el ámbito del área de control,atendiendo a la frecuencia y al intercambio de potencia con las áreasvecinas.

El control terciario, opera en un margen de tiempo superior a 10minutos. Actúa en el ámbito de un sistema eléctrico extenso, buscandoun reparto de cargas optimizado que asegure suficientes reservas deenergía.

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1.- Introducción

2.- Modelo del Control deFrecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación

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Modelo Generador - Carga

El conjunto eje - turbina de ungenerador sincrónico gira sometido ados pares opuestos: el par mecánicoTm aportado desde la turbina tiende aacelerar el eje, mientras el parelectromagnético Te ejercido en elentrehierro del generador tiende afrenarlo.

El diagrama de bloques querepresenta el sistema generador –carga, considera un tiempo dearranque mecánico (M = 2H) y unaconstante de amortiguamiento de lacarga (D), que es una constante querelaciona la variación de frecuenciacon el incremento de potencia debidoa ella.

Diagrama de bloques delgenerador/carga

Modelo del Primotor

El primotor que impulsa un generador puede ser una turbina de vaporo una hidroturbina. El modelo del primotor debe relacionar la posiciónde la válvula que regula el flujo de vapor o agua y la potencia mecánicade salida de la turbina.

Central térmica de vapor sin recalentamiento

Central térmica de vapor con varias etapas

Central hidroeléctrica - Turbina hidráulica

M

válvulaprimotor P

PsG

∆∆=)(

1

1)(

+⋅=

ssG

TT

1

1

1

1)(

+⋅+⋅⋅⋅

+⋅=

s

s

ssG

RC

RC

TT

1

21)(

+⋅⋅⋅−=

s

ssG

H

HT

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Regulador de Velocidad Isócrono

El control de velocidad actúa conla señal de error de la velocidad,generando una señal de controlque modifica la potenciamecánica de la turbina en lacentral.

Ante un error negativo de lafrecuencia, el regulador aumentala potencia mecánica aplicadasobre el eje, lo cual tiende areducir el error de frecuencia. Elefecto integrador del reguladorhace que el régimen permanentese alcance cuando el error defrecuencia es cero.

Esquema del ReguladorIsócrono

Regulador con característica frecuencia-potencianegativa

Para permitir que variosgeneradores participen en elcontrol primario de frecuenciadentro de un mismo sistema, seaplica en cada uno de ellos unacaracterística frecuencia-potenciaen régimen permanente negativa.

La constante R es la quedetermina la característica delregulador en régimenpermanente. La constante R seconoce como estatismo de ungenerador, y es igual a la relaciónentre el incremento relativo develocidad Δωr y el incrementorelativo de potencia de salida ΔPm

Regulador Primario conEstatismo

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Estatismo Permanente

Potencia Velocidad FrecuenciaRegulación

• El estatismo permanente (R) sedetermina de la siguientemanera:

• Característica Velocidad-Estatismo delGobernador

100ω

ωω%R

o

FLNL ×

−=

Estatismo Permanente

El estatismo puede expresarse en valores unitarios o porcentuales. Porejemplo, un estatismo del 5% significa que un incremento defrecuencia del 5% provoca un incremento del 100% en la apertura de laválvula y en la potencia de salida.

Respuesta dinámica de ungenerador con estatismo

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Generadores en Paralelo

Si dos ó mas generadores que cuentan con estatismo permanente ensus gobernadores son conectados a un SEP, ellos tendrán una únicafrecuencia y compartirán la responsabilidad de estabilizar el sistemaante una variación en la carga . Para garantizar un comportamientoigual de la demanda en proporciones de las especificacionesnominales de las maquinas, es evidente que la característica develocidad-estatismo deben ser idénticas.

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria deFrecuencia

4.- Control Automático de Generación

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Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1

Según la información del CNDC,del sistema eléctrico actualizadoa Enero 2008, la representaciónlineal del regulador de velocidad(Gobernador) de la unidadhidroeléctrica Huaji 1 delsistema hidroeléctrico deZongo, es por medio del modeloestandarizado IEEEG2. Elmodelo IEEEG2 del gobernadorasociado al sistema hidráulicolineal, es el siguiente:

Modelo IEEEG2 del Reguladorde Velocidad

Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1

Utilizando la herramienta computacional MATLAB/SIMULINK, sepuede simular el comportamiento de la unidad Huaji 1 suministrandoenergía a una carga aislada cuando se produce un incremento en lacarga.

MODELO DE TURBINA HIDRAULICA Y REGULADOR DE VELOCIDAD "IEEEG2"

SIMULACION: MAQUINA ABASTECIENDO UNA CARGA AISLADA

Variación dela Carga

-0.4s+1

0.2s+1Sistema HidraulicoPenstock/Turbina

1

7.36s+0.5Sistema Electrico-Mecánico

Generador/Carga

2.12s+1

0.478s +9.61s+12

ServomotorGobernador IEEEG2

RespuestaFrecuencia y Potencia

-K-

Potencia Base

0.5Potenciade Referencia

25

Ganancia Gobernado1/R

(1+u)*50

Frecuencia Base

Sistema Generador - Barra Infinita, UnidadHidroeléctrica Huaji 1

11

Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador -Carga Aislada, Unidad Huaji 1

0 5 10 15 20 25 3046

47

48

49

50

Tiempo [s]

Frec

uenc

ia [H

z]

FRECUENCIA DEL SISTEMA

X: 20.01Y: 49.02

0 5 10 15 20 25 306

8

10

12

14

16

18

Tiempo [s]

Pot

enci

a [M

W]

POTENCIA MECÁNICA

Sistema de Interconexión de dos Áreas

Cada área es representadamediante una fuente de tensióninterna detrás de una reactanciaequivalente. El flujo de potenciaactiva a través de la línea deunión es:

Linealizando alrededor del puntode equilibrio inicial definido porδ1o y δ2o,

Esquema de un sistema con dosáreas

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Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador -Carga Aislada, Unidad Huaji 1

Sistema de Regulación Primaria de dos ÁreasEléctricas

Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Pazconformado 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 instalacionespertenecientes a las empresas de generación COBEE e HB queconforman el parque generador del Sistema Norte.

Considerando que la producción de HB, cubre la demanda de losyungas que es aproximadamente de 5 MW y la demanda de La Paz, queretira energía del SIN a través de Electropaz en el nodo Kenko. El parsincronizante de la línea Pichu – Kenko, se determinara considerandoal nodo Kenko como una barra infinita, para una potencia inyectada enel nodo Kenko de 75 MW con f.p. de 0.95, valor admitido en lascondiciones de desempeño mínimo del SIN.

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Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Pazconformado por dos áreas

SIMULACION: SISTEMA DE DOS ÁREAS CON REGULACIÓN PRIMARIASISTEMA NORTE - COBEE Y HB

Valvula Piloto

Valvula de Distribución

ServomotorPrincipal

Control Integral

Ymax

Ymin

Potencia TransportadaLT Chuquiaguillo - Kenko

Variación dela Carga COBEE

Variación dela Carga HB

-K--1.268s+1

0.634s+1Sistema Hidraulico

Penstock/Turbina HB

-0.4s+1

0.2s+1Sistema Hidraulico

Penstock/Turbina COBEE

1

2.448s+2Sistema Electrico-Mecánico

Generador/Carga HB

1

9.788s+2Sistema Electrico-MecánicoGenerador/Carga COBEE

2.12s+1

0.478s +9.61s+12

ServomotorGobernador IEEEG2

Respuesta Frecuencia yPotencia de Transferencia

Área Norte

RespuestaFrecuencia

y Potencia HB

RespuestaFrecuencia

y Potencia COBEE

Potenciade Referencia COBEE

Potenciade Referencia

HB

100

PotenciaBase LP

100

PotenciaBase HB

100

PotenciaBase COBEE

-K-

Par Sinconizante LTChuquiaguillo - Kenko

1s

1s

1s

1s

1s

f(u)

Frecuencia Base LP

(1+u)*50

Frecuencia Base HB

(1+u)*50

Frecuencia Base COBEE

-K-

EstatismoPermanente HB

-K-

EstatismoPermanente COBEE

-K-

Control Proporcional

0.01s

0.05s+1Control Derivativo

-K-

1/Tp

-K-

1/Tg

-K-

1/Tdv

Representación delSistema Eléctrico de La Paz

Respuesta de la Frecuencia del Sistema Norte a causa dela pérdida de 14 MW

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10049.6

49.65

49.7

49.75

49.8

49.85

49.9

49.95

50

50.05

50.1

X: 90.26Y: 49.89

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)

FRECUENCIA DEL SISTEMA

Datos Registrados (Medidos)Datos de Simulación en computadora

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Respuesta de Frecuencia y Potencia en la línea deInterconexión

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 50049.6

49.7

49.8

49.9

50

Tiempo (s)

Frec

uenc

ia (H

z)

FRECUENCIA DEL SISTEMA

X: 490.5Y: 49.91

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 50073

74

75

76

77

78

Tiempo (s)

Pot

enci

a (M

W)

TRANSFERENCIA DE LA LÍNEA PICHU - KENKO

Análisis de la desviación de la Frecuencia en RégimenPermanente

La desviación de la frecuencia en régimen permanente se determina enbase a la aplicación del teorema de valor final a la función detransferencia del sistema Gobernador – Turbina.

Generalizando la expresión anterior para n generadores en paralelo,

A partir de este desarrollo se define el parámetro β llamadocaracterística de respuesta en frecuencia del área (AFCR) o respuestaestática en frecuencia del área.

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Análisis de la desviación del flujo de potencia ensistemas 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 deGeneración

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Introducción

Los objetivos principales delcontrol automático de lageneración (Automatic generationcontrol / AGC) son la regulaciónde la frecuencia al valor nominalespecificado y mantener elintercambio de potencia entre lasáreas al valor programado,mediante el ajuste de la potenciade salida de los generadoresseleccionados.

Controlador P-f

∆fi

Vapor ∆Pci

Válvula Mecanismo de de control de admisión la válvula

Generador

Máquina motriz ∆PGi+j∆QGi

∆fi Sensor de frecuencia Barras del GeneradorRED

Objetivos del Control Automático de Generación

• Operación económica del sistema• Seguridad operativa• Calidad de frecuencia y voltaje Estaciones de

Trabajo deSistema SCADAy de aplicativos.

Sistemas de comunicación pública,red privada y celulares.

Bases de datospara aplicativos ySCADA

Servidores principalesy de respaldo

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33

La Ley N° 1604 de 21 de diciembre de 1994, definió lasresponsabilidades de los diferentes agentes:

Operación Integrada recursos del SINOperación segura, confiable y económica

Supervisión activos propios o delegadosEjecución de maniobras

Operación de sus plantas generadoras

Planeación y operaciónactivos propios o delegados

Frecuencia del SINTensión STI

Calidad STIDisponibilidad de

activos

Cumplir despacho

Calidad servicio

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

TRANSMISORES

GENERADORES

DISTRIBUIDORES

Centro Nacional de Despacho de Carga

34 de 47

34

ReportesReportes Maniobras F, VManiobras F, V Análisis Elec.Análisis Elec.

Supervisión y ControlSupervisión y ControlRedespachoRedespacho Supervisión y ControlSupervisión y ControlRedespachoRedespacho

Análisis Elec.Análisis Elec.Maniobras F, VManiobras F, VReportesReportes

Centro de Despacho de Carga (CDC)

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Análisis del Control Automático de Generación

Para hacer el error de la frecuencia igual a cero se debe incluir uncontrol integral al gobernador que ajuste el valor de la potencia deentrada del generador.

El Error de Área de Control (ACE) que tiene una componenteproporcional al error en la frecuencia del área y otra componenteproporcional al error de los intercambios de potencia comprometidoscon esa área. Esta señal de error se introduce después a un integradorpara garantizar que se van a variar las potencias de entrada a losgeneradores hasta que el error del área sea cero. El ACE se definecomo

Sistema Troncal de Interconexión (STI)

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Sistema Interconectado Nacional

Región Central

Región Sur

Mazo Cruz Urubo

Sucre

Karachipampa

Vinto

Guaracachi

Carrasco Punutuma

130 MW 130 MW

20 MW

140 MW Potosi

RegiónNorte

RegiónOriental Región

Sucre

Aranjuez

Región OruroSud

San José Santivañez

10 MW