Integración de Energías Renovables en sistemas aislados y...
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Índice LOS SISTEMAS ELECTRICOS CANARIOS VARIABILIDAD DE LAS ENERGIAS RENOVABLES LA ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS
CONTROL DE TENSION
CONTROL DE FRECUENCIA
CONCLUSIONES
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CARACTERISTICAS DE LOS SISTEMAS
Seis sistemas eléctricos aislados Sistemas de pequeño tamaño y muy distintos: El Hierro 80
veces más pequeño que Gran Canaria Gran Canaria es 80 veces menor que el sistema peninsular,
que además está interconectado Menor estabilidad de la frecuencia en relación a sistemas
interconectados, la estabilidad la proporciona la respuesta conjunta de todas las máquinas síncronas conectadas al sistema.
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DEMANDA – PUNTAS DE DEMANDA (MW)
Punta Periodo (MW) Fecha Punta Histórica (MW) Fecha
Gran Canaria 558 16-03-11 604 31-07-07
Tenerife 573 16-03-11 601 08-11-07
Fuerteventura 105 22-06-11 126 30-07-07
Lanzarote 135 21-06-11 146 31-07-07
La Palma 47,8 14-03-11 49,9 12-08-10
La Gomera 11,4 14-03-11 13,0 31-12-08
El Hierro 7,48 20-01-11 7,76 06-07-09
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OPERACIÓN DEL SISTEMA Y COBERTURA GENERACIÓN – POTENCIA NETA INSTALADA (MW)
Régimen Ordinario Eólica Fotovoltaica en
servicio Resto Régimen
Especial Total
Gran Canaria 1.009 80 31 0 1.120 Tenerife 1.075 37 101 2 1.215 Fuerteventura 159 13 9 0 181 Lanzarote 187 9 5 0 201 La Palma 96 6 4 0 106 La Gomera 19,7 0,4 0,0 0 20,1 El Hierro 11,2 0,3 0,0 0 11,5 CANARIAS 2.558 145 150 2 2.855
7
44%
114%
46%
114%
43%
107%
100%
438%
46%
144%
40%
104%
PREVISION DE POTENCIA EÓLICA INSTALADA PECAN 2006 – 2015: 1025 MW
% penetración en punta
% penetración en valle
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Índice LOS SISTEMAS ELECTRICOS CANARIOS VARIABILIDAD DE LAS ENERGIAS RENOVABLES LA ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS
CONTROL DE TENSION
CONTROL DE FRECUENCIA
CONCLUSIONES
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Índice LOS SISTEMAS ELECTRICOS CANARIOS VARIABILIDAD DE LAS ENERGIAS RENOVABLES LA ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS
CONTROL DE TENSION
CONTROL DE FRECUENCIA
CONCLUSIONES
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El sistema es estable cuando tiene capacidad para recuperar el equilibrio de funcionamiento en la tensión y la frecuencia ante variaciones e incidentes.
La disminución de la generación síncrona convencional supone una menor capacidad de respuesta del sistema:
• Menor potencia de cortocircuito
• Menor regulación de tensión
• Menor inercia
• Menor regulación de frecuencia
La contribución de la generación renovable a la estabilidad del sistema será necesaria para su integración en grandes cantidades de forma segura.
ESTABILIDAD
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GENERACION NECESARIA PARA LA ESTABILIDAD
0
100
200
300
400
500
600
700
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pote
ncia
(MW
)
Horas
Mínima generación convencional
Demanda TF Mín. téc. gen. ordinaria Mín. tec. + reserva a bajar
La generación convencional necesaria para garantizar la cobertura y proporcionar servicios complementarios no puede bajar de su mínimo técnico, lo que limita la capacidad de integración de la generación renovable.
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GENERACION RENOVABLE Y RESERVA
Pot. Máx.
Pot. Asignada
Mín. Técnico
0 MW
Rese
rva a
baj
arRe
serv
a a su
bir
La generación renovable con capacidad de regulación de frecuencia permitiría:
• asignar la banda de regulación a bajar a esta generación y por tanto una mayor integración.
• regular frecuencia a subir cuando existe un límite de producción mejorando la velocidad de respuesta del sistema.
La banda de reserva a subir se asigna a la generación convencional, por lo que no supone reducción en la producción renovable.
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250
300
350
400
450
500
550
600
0
10
20
30
40
50
60
70
0:00
:00
0:54
:00
1:48
:00
2:42
:00
3:36
:00
4:30
:00
5:24
:00
6:18
:00
7:12
:00
8:06
:00
9:00
:00
9:54
:00
10:4
8:00
11
:42:
00
12:3
6:00
13
:30:
00
14:2
4:00
15
:18:
00
16:1
2:00
17
:06:
00
18:0
0:00
18
:54:
00
19:4
8:00
20
:42:
00
21:3
6:00
22
:30:
00
23:2
4:00
MW
Producción eólica vs. Demanda 07/nov./2006
Wind power Demand
Requisito adicional: 40 MW en 2 horas
Demand: 75 MW
Wind: 40 MW
Variabilidad de la generación renovable requiere más reserva de regulación
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INCIDENTE DE GENERACION
t/s0 50 100 150 200 250 300
K1:Frequency V-CANDELARIA 1 B/Hz
49.25
49.50
49.75
50.00
07/04/2011 – Disparo Granadilla Gas 3 y ½ Vapor 3 (se deslastran 4,8 MW Interrumpibles)
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MEDIDAS ACTUALES PARA EQUILIBRAR EL SISTEMA
• Instalación de AGC: optimización de la respuesta secundaria
•Optimización de los planes de deslastre de carga por subfrecuencia y por derivada de frecuencia. Evolución a planes cada vez más dinámicos.
• Necesidad de planes de desconexión de generación renovable por sobrefrecuencia.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1046
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
Time (s)
Freq
uenc
y (H
z)
System responsesAllowable frequencies
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1042
44
46
48
50
52
54
56
Time (s)
Freq
uenc
y (H
z)
System responsesAllowable frequencies
pérdidas hasta 70% pérdidas hasta 50%
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• Proyecto I+D de instalación de un volante de inercia.
• Herramienta para calcular en tiempo real la respuesta del sistema y la generación necesaria para que no actúe el plan de deslastre de carga
MEDIDAS ADICIONALES PARA EQUILIBRAR EL SISTEMA
• Prestaciones técnicas de la generación renovable para contribuir a la estabilidad
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No desconexión en situación de régimen transitorio ante incidentes
• Soportar el hueco de tensión sin desconectarse
CONTROL DE TENSION
Aportación de intensidad de cortocircuito:
• Menor hueco de tensión
• Garantizar la actuación de protecciones
1
Tensión (pu)
0,5 1 Tiempo (seg.)
Inicio perturbación
0,8 0,95 pu (15 seg.)
0
Despeje perturbación
Duración perturbación
20
Capacidad de control de tensión en los nudos: • sistema de regulación automática de tensión proporcional al error de tensión respecto
a la consigna para el nudo de conexión.
CONTROL DE TENSION
base
anv VV
PQKPendiente
//
∆
=
consignaVVV −=∆ Q/Pan
∆V/Vbase
Banda muerta
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No desconexión en situación de régimen transitorio ante incidentes
• No desconexión por subfrecuencia antes de que actúen los planes de
deslastre de carga.
• En Canarias hay instalaciones que se desconectan a 49 Hz, demasiado
pronto para las variaciones transitorias de la frecuencia en los sistemas
(el POSEIE 1 requiere no desconectar al menos hasta 47,5 Hz con
temporización de 3 seg.)
Capacidad de regulación de frecuencia
Emulación de inercia
CONTROL DE FRECUENCIA
22
1
2
4 3
TIEMPO
FREC
UEN
CIA
50 Hz 1 s 2 s 10 s 20 s
Regulación primaria Regulación secundaria Pérdida de generación
Respuesta inercial
1
2
3
4
Potencia suministrada de la reserva inercial del sistema por la disminución de potencia. Incremento de generación y recuperación de frecuencia por la regulación primaria. Estabilización de la frecuencia con el error de reg. Permanente de la regulación primaria. Incremento de generación y recuperación definitiva debida a la regulación secundaria.
REGULACION DE FRECUENCIA
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Capacidad de control de frecuencia: •control primario potencia-frecuencia para el mantenimiento de la frecuencia
• el control ha de ser proporcional al error de frecuencia
• posibilidad de incorpora un término proporcional a la derivada de la frecuencia
(emulación de inercia).
REGULACION DE FRECUENCIA
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CONTROL DE TENSION
CONTROL DE FRECUENCIA
CONCLUSIONES
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La integración de grandes contingentes de generación renovable en sistemas aislados, requiere que estas tecnologías contribuyan a la estabilidad de los sistemas.
• Primera medida: No desconectarse en situaciones de régimen transitorio.
• Implementar la capacidad para regular tensión y frecuencia.
Es necesario revisar los planes de deslastre de carga por subfrecuencia, e investigar la forma de hacerlos ser cada vez más dinámicos en función de cómo varíe el escenario de generación.
Es imprescindible establecer planes de desconexión escalonada de generación por sobrefrecuencia.
Conclusiones