control de frecuencia y potencia activa...mediante el ajuste de la potencia de salida de los...
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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
2
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.
Índice
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
17
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
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