inintegración eólica centrales rio negro

INTEGRACION EÓLICA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL RIO NEGRO - URUGUAY

Ing. P. Thomasset

Jefe de Mantenimiento UTE - Central Hidroeléctrica Dr. Gabriel Terra

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INTEGRACION EÓLICA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

DEL RIO NEGRO - URUGUAY

La integración eólica del presente trabajo implica líneas de acción, respecto a la integración eólica en el sistema eléctrico Uruguayo, de las tres centrales hidroeléctricas del Río Negro;

C.H. Dr. G.Terra (Rincón del Bonete),152 MW [4x38MW]

C.H. Rincón de Baygorria, 108 MW [3x36MW]

C.H. Constitución (Palmar), 333 MW [3x111M]

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Represas del Río Negro, www.ute.com.uy





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La ampliación del parque generador uruguayo a partir de energías renovables, en particular las eólica, biomasa y fotovoltaica, requerirá de sistemas de control POTENCIA-FRECUENCIA en el SISTEMA que permita garantizar la adecuada regulación y estabilidad en FRECUENCIA del sistema, frente a la variabilidad de la producción de las energías renovables, en cuanto a potencia (corto plazo) y energía (largo plazo).

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Variabilidad incremental diez-minutal

para el mismo día 2 SEP, 2014

02/09/14 00:00 02/09/14 12:00 03/09/14 00:00-60

-40

-20

0

20

40

60

MW/10min

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Frecuencia del Sistema para el mismo día 2 SEP, 2014

00:00:00 04:48:00 09:36:00 14:24:00 19:12:00 00:00:0049,7

49,8

49,9

50

50,1

50,2

50,3

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Para compensar la variabilidad, sobre todo de la potencia eólica total, se recurrirá a las centrales hidroeléctricas;

-Salto Grande Bi-Nacional - las tres represas de UTE en el Río Negro

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Si pensamos en la variabilidad eólica, como un adicional a la variabilidad del consumo eléctrico (osea o consumidores “negativos” ), los mecanismos de regulación a emplear son;

- la RPF (Regulación Primaria de Frecuencia)Regulador de Velocidad .... respuesta de 1...60 segundos,

- la RSF (Regulación Secundaria de Frecuencia)AGC .... respuesta en 1..15 minutos,

- la Regulación Terciaria

Arranque/Parada de Grupos ... respuesta en 15 minutos a horas,

- el Control de Tiempo

Offset de la referencia en 50.00 Hz .... respuesta en horas..días,

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Los reguladores de velocidad de las máquinas que participarán de la regulación primaria y/o secundaria, se deberán adecuar a los requisitos técnicos de la reglamentación Argentina, en particular el

PT N°9; Procedimiento Técnico Número 9 de Camessa,

Despacho de Cargas de la República Argentina, país al cual Uruguay se encuentra interconectado, a través del sistema de transmisión en 500KV.

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El PT N° 9 de Camessa fija los requisitos a cumplir los grupos generadores que participen de la RPF (Regulación Primaria de Frecuencia), y la RSF (Regulación Secundaria de Frecuencia).

En particular especifica las características y comportamiento esperado de cada regulador de velocidad, automatismos, o sistemas de control (SCADA) que actúe significativamente en la regulación de frecuencia.

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Modelo o Diagrama de Bloques: PSS/EPlanilla de Datos operativos

Consignador: mecánico, analógico, númericoParámetro Tw[s]: ensayado

Gradiente MW/minuto: ensayadoTiempo de LANZAMIENTO: ensayadoTiempo de ESTABLECIMIENTO: < 60"NO desconexión entre: 47,5 Hz y 52 Hz

ESTATISMO PERMANENTE: 4 a 7 %BANDA MUERTA TOTAL: < 0,1% = 50 mHz

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Los requerimientos establecidos por la Operación y Mantenimiento de las represas, son poder determinar localmente (en el AGC local);

1) los comandos de Arranque/Parada de los generadores, 2) elección de cuales unidades están en mando AGC o

fuera de AGC,3) el rango de potencia para cada uno de los generadores en

AGC (potencia máxima y mínima).

Estos requerimientos son considerados en el diseño de las lógicas de los AGC_BON y AGC_PAL actualmente en desarrollo.

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PRIMER LINEA DE ACCION: Regulación Primaria de Frecuencia (RPF)Los reguladores de velocidad de las maquinas

hidroeléctricas cuentan con circuitos de control de tipo PID (Proporcional Integral y Derivativo), que permiten que las mismas participen de la RPF (Regulación Primaria de Frecuencia) de los Sistemas Eléctricos, segun los parámetros de regulación acordados entre el fabricante de la turbina y el cliente (operador de la represa).

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RESPUESTA DE FRECUENCIA DEL RIO NEGRO

para el mismo día 2 SEP, 2014

00:00:00 06:00:00 12:00:00 18:00:00 00:00:000,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

450,0

500,0

49,7

49,8

49,9

50

50,1

50,2

50,3

Frec [Hz]RIO NEGRO [MW]Eolica [MW]

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Para que un generador participe de la RPF, debe verificarse mediante ENSAYOS que se cumpla;

- NO funcionamiento en modo de LIMITACION DE POTENCIA de potencia (Pconsignada > Plimite) automático (por caida o salto de agua, o por nivel aguas abajo) o limitador manual,

- NO esta operativo y actuando el LIMITADOR DE APERTURA MECANICO del Distribuidor,

- BANDA MUERTA (total) < 50 mHz

- ESTATISMO PERMANENTE de 5 a 7 %

- ESTATISMO TRANSITORIO entre 40 y 60 %

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SEGUNDA LINEA DE ACCION: Consultoria de cumplimiento del PT N°9 de CamessaEn trámite un Convenio de consultoría entre las represas del Río

Negro (UTE) con la Fundación Julio Ricaldoni (FJR) y el Instituto de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de la República (IIE-UDELAR).

La consultoría prevee; elaborar o validar los modelos de diagramas de bloques PSS/E estándar de los reguladores de velocidad, validar los ensayos en sitio ya realizados por UTE, o supervisar otros nuevos que sean necesarios, y emitir un informe con los resultados y aval del estado de cumplimiento del PT N°9, para cada uno de los 10 generadores del Río Negro.

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TERCERA LINEA DE ACCION: Agc - Control Automático de Generación / RSFLa participación de Uruguay en la Regulación Secundaria

implica;- Compra de AGC primario en el Despacho de Cargas- Implementación de AGCs secundarios o locales en las

represas AGC_BON en Gabriel Terra AGC_PAL en Central Palmar- Comunicación con el AGC existente en Salto Grande

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OTRAS LINEAS DE ACCION: - Evaluación del estado y mejora de los CONSIGNADORES

electromecánicos, por numéricos o digitales.

- Calibración, ajustes y posibles mejoras de las medidas y registro de FRECUENCIA de RED (50.00 Hz) en las barras de AT

Se requiere resolución de 10 mHz.- Mejoras en las instalaciones; actualización de

servidores, sistemas operativos, actualización de SCADAS Mirage y Bases de Datos, nuevas Sala de Datos y racks de comunicación de datos,

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- Monitoreo de Condición (básicamente vibraciones) para operar los generadores en forma segura dentro de un rango de potencia mínima y máxima.

Las represas cuentan con sistemas suministrados por VibroSystm (Zoom) para C.H. Constitución, SKF (@aptitude Analyst y @aptitude Observer) para C.H. Baygorria y C.H. Dr. Gabriel Terra.

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OTRAS NORMAS CONSULTADAS

ASME PTC 29-2005 Speed-Governing Systems for Hydraulic Turbine-Generator Units

IEC 60308_2005-01(ed2.0) Hydraulic turbines

IEC 61362_2012-04(ed2.0) Guide to specification of hydraulic turbine governing systems

EPRI Hydro Life Extension Modernization Guide_Vol 7 - Protection and control, 2000

EPRI, Power Plant Modeling and Parameter Derivation for Power System Studies, 2007

CEATI International Inc.Hydraulic Plant Life Interest Group, Project No. T102700-0371; The Hydroelectric Industry’s Role in Integrating Wind Energy Introduction Renewable energy, 2011

NERC, NORTH AMERICAN ELECTRIC RELIABILITY CORPORATION, BALANCING AND FREQUIENCY CONTROL, A Technical Document Prepared by the NERC Resources Subcommittee, January 26, 2011

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OTRAS NORMAS CONSULTADAS

IEEE 94-1991 Recommended Definitions of Terms for Automatic Generation Control on Electric Power Systems

IEEE 125-1998 Recommended Practice for Preparation of Equipment Specifications for Speed-Governing of Hydraulic Turbines Intended to Drive Electric Generators

IEEE 1010-2006 Guide for Control of Hydroelectric Power Plants

IEEE 1147-2005 Guide for the Rehabilitation of Hydro power plants

IEEE 1207-2011 Guide for the Application of Turbine Governing Systems for Hydroelectric Generating Units

IEEE 1249-1996 Guide for Computer-Based Control for Hydroelectric Power Plant Automation

IEEE-C37-1- 1994 Standard Definition, Specification for SCADA

IEEE Guidelines for Generator Stability Model Validation Testing, Final report of the IEEE Task Force on Generator Model Validation Testing of the Power System Stability Subcommittee, 2006 preliminar report and 2007 final report

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- FIN -Muchas gracias

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