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Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial

Modelado y Análisis de Sistemas Regulador-Turbina basados en Mediciones Reales

Autor: Clara Lozano Ballesteros

Tutor: Juan Manuel Mauricio Ferramola

Dep. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

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Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial

Modelado y Análisis de Sistemas Regulador-

Turbina basados en Mediciones Reales

Autor:

Clara Lozano Ballesteros

Tutor:

Juan Manuel Mauricio Ferramola

Profesor Contratado Doctor

Dep. de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla Sevilla, 2016

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Proyecto Fin de Carrera: Modelado y Análisis de Sistemas Regulador-Turbina basados en Mediciones Reales

Autor: Clara Lozano Ballesteros

Tutor: Juan Manuel Mauricio Ferramola

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2016

El Secretario del Tribunal

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A mi familia

A mis maestros

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Agradecimientos

A mi tutor, Juan Manuel Mauricio, por la orientación en la elección de este proyecto, así como por el asesoramiento y tiempo dedicado a la revisión del mismo.

A mis compañeros, con los que he compartido tantas horas de estudio, y en especial a Nazaret y Raquel, cuya amistad ha sido fundamental en determinados momentos de esta carrera.

A mis hermanos y hermanas por su apoyo e interés en el seguimiento y culminación de estos estudios.

A mis padres, Mariano e Isa, por su amor incondicional y su plena confianza en la llegada de este momento.

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Resumen

Como es sabido, la potencia generada no es almacenada, sino que es consumida simultáneamente. Por este motivo debe existir en todo momento un equilibrio entre generación y demanda. De no ser así, se produce una variación en la frecuencia del sistema, evidenciando por tanto una fuerte relación entre frecuencia y los flujos de Potencia Activa. Por ello es fundamental realizar precisos estudios de estabilidad de la frecuencia ante posibles fallas, para lo cual se hace necesario disponer de un correcto modelado del sistema.

En el Sistema Interconectado Norte Grande de Chile, en lo sucesivo SING, la regulación de frecuencia se realiza en un primer nivel asignando dicho control a un conjunto de unidades que cuentan con esta capacidad. El restablecimiento de la frecuencia a su valor nominal se realiza mediante acciones manuales. La acción automática de dicho control se denomina control secundario de frecuencia.

Comúnmente en el SING, ante las perturbaciones sufridas, el control de frecuencia se realiza por una combinación de regulación primaria, desprendimiento de carga y una regulación secundaria manual.

Habida cuenta de ello y partiendo de los datos técnicos y mediciones reales obtenidos del Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING), se realiza un modelado simplificado de dicho SEP en la herramienta de simulación DIgSILENT Power Factory.

Una vez implementado un Sistema Regulador-Turbina típicamente utilizado en el estudio de estabilidad de frecuencia, se analiza la evolución de la frecuencia tras la simulación de una perturbación de la que se conocen las mediciones reales. Al contrastar ambas respuestas, real y simulada, se evidencian claras discrepancias entre ambas, por lo se propondrá el uso de un Sistema Regulador-Turbina que permita simular con mayor exactitud la falta a estudio.

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Abstract

As is known, the power generated is not stored, but is consumed simultaneously. For this reason there must be a balance between generation and demand at all times. Otherwise, there is a variation in the frequency of the system, thus evidencing a strong relation between frequency and Active Power flows. Therefore it is essential to carry out accurate studies of frequency stability in the event of failure, for which it is necessary to have a correct system modeling.

In the Grand North Interconnected System of Chile, hereinafter referred to as SING, frequency regulation is performed on a first level by assigning said control to a set of units that have this capability. Resetting the frequency to its nominal value is done by manual actions. The automatic action of this control is called the frequency secondary control.

Commonly in the SING, in the face of the disturbances suffered, the frequency control is performed by a combination of primary regulation, load release and manual secondary regulation.

Given this and based on the technical data and actual measurements obtained from the Economic Dispatch Center of the SING (CDEC-SING), a simplified modeling of this SEP is done in the DIgSILENT Power Factory simulation tool.

Once a Turbine-Regulator System is implemented, typically used in the frequency stability study, the frequency evolution is analyzed after the simulation of a disturbance for which the actual measurements are known. Contrasting both responses, real and simulated are clear discrepancies between both, so it will be proposed the use of a Regulator-Turbine System that allows to simulate more accurately the failure to study.

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ÍNDICE

Agradecimientos ........................................................................................................................................... ix

Resumen ....................................................................................................................................................... xi

Abstract ...................................................................................................................................................... xiii

Índice ........................................................................................................................................................... xv

Índice de Tablas ......................................................................................................................................... xvii

Índice de Figuras ......................................................................................................................................... xix

Notación ................................................................................................................................................... xxiii

1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................... 1

1.1 Motivación ................................................................................................................................................... 1

1.2 Objetivos ....................................................................................................................................................... 2

2 MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................... 3

2.1 Fundamentos del Control de Frecuencia y Potencia Activa ...................................................................... 3

Balance entre demanda y generación ............................................................................................... 3 2.1.1

Regulación primaria, secundaria y terciaria....................................................................................... 4 2.1.2

2.2 Control Primario de Frecuencia .................................................................................................................. 5

Bucles de Control del Generador ....................................................................................................... 5 2.2.1

Regulación de Frecuencia ................................................................................................................... 6 2.2.2

2.3 Regulación automática de tensión ........................................................................................................... 12

3 MODELO CLÁSICO ................................................................................................................................ 13

3.1 Modelo ....................................................................................................................................................... 13

Generador síncrono y controles ....................................................................................................... 13 3.1.1

3.1.1.1 Modelo de Máquina Síncrona .................................................................................................. 13

3.1.1.2 Regulador de tensión. SEXS ...................................................................................................... 14

3.1.1.3 Sistema Regulador-Turbina. TGOV1 ......................................................................................... 16

3.2 Comportamiento de la Frecuencia ante pérdida de generación ............................................................ 20

Análisis conceptual ............................................................................................................................ 20 3.2.1

Comportamiento de la frecuencia en un Sistema Simplificado. .................................................... 23 3.2.2

4 MODELO PROPUESTO.......................................................................................................................... 27

4.1 Antecedentes ............................................................................................................................................. 27

4.2 Presentación y modelo del escenario ....................................................................................................... 29

4.3 Generador síncrono y controles ................................................................................................................ 32

Regulador de tensión. SEXS .............................................................................................................. 32 4.3.1

Sistema Regulador-Turbina. GGOV1 ................................................................................................ 32 4.3.2

4.4 Bloques de Generación. ............................................................................................................................. 35

Turbina de Vapor ............................................................................................................................... 39 4.4.1

4.4.1.1 Modelo bloque T1. Rápido control de carga. ......................................................................... 39

4.4.1.2 Modelo bloque T2. Lento control de carga. ............................................................................ 40

4.4.1.3 Modelo bloque T3. Nulo control de carga. .............................................................................. 42

Turbina de Gas ................................................................................................................................... 44 4.4.2

4.4.2.1 Modelo bloque G1. Rápido control de carga. ......................................................................... 44

xvi

4.4.2.2 Modelo bloque G2. Nulo control de carga. ............................................................................. 45

Sin Control. ......................................................................................................................................... 46 4.4.3

4.5 Modelado de la perturbación. .................................................................................................................. 46

4.6 Modelo de la demanda. ............................................................................................................................ 47

Modelado de la carga dinámica. ...................................................................................................... 47 4.6.1

Modelado de EDAC. .......................................................................................................................... 48 4.6.2

5 SIMULACIÓN Y RESULTADOS ............................................................................................................... 51

5.1 Simulación .................................................................................................................................................. 51

5.2 Resultados .................................................................................................................................................. 51

Potencia Mecánica de la Turbina ..................................................................................................... 51 5.2.1

Potencia Eléctrica .............................................................................................................................. 57 5.2.2

Frecuencia .......................................................................................................................................... 63 5.2.3

Carga dinámica .................................................................................................................................. 65 5.2.4

EDAC ................................................................................................................................................... 66 5.2.5

5.3 Comparación con el Modelo Clásico ........................................................................................................ 68

6 CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ..................................................................................................... 77

6.1 Conclusiones .............................................................................................................................................. 77

6.2 Líneas futuras ............................................................................................................................................ 78

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................. 79

ANEXO ........................................................................................................................................................ 81

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3-1: Valor de los parámetros de la máquina síncrona. 14

Tabla 3-2: Valor de los parámetros del regulador de tensión, SEXS. 15

Tabla 3-3: Valores de los parámetros que definen la turbina de vapor con governor TGOV1 18

Tabla 3-4: Valores de los parámetros que definen la turbina de gas con governor TGOV1 19

Tabla 3-5: Comparación valores parámetros Turbina de Vapor y Turbina de Gas. 19

Tabla 4-1: Valores de los principales parámetros del governor [7] 29

Tabla 4-2: Parámetros del Sistema Regulador-Turbina GGOV1. 33

Tabla 4-3: Resumen de datos técnicos de las Unidades Generadoras. 36

Tabla 4-4: Resumen de datos técnicos de los Bloques de Genereación considerados. 37

Tabla 4-5: Valores de los parámetros de la turbina de vapor. 39

Tabla 4-6: Unidades con rápido control de carga, T1. 40

Tabla 4-7: Valores de los parámetros de GGOV1 para T1 40

Tabla 4-8: Unidades con lento control de carga, T2 41

Tabla 4-9: Valores de los parámetros de GGOV1 para T2. 42

Tabla 4-10: Unidades con nulo control de carga, T3. 43

Tabla 4-11: Valores de los parámetros de GGOV1 para T3. 43

Tabla 4-12: Valores de los parámetros de la turbina de gas. 44

Tabla 4-13: Valores de los parámetros de GGOV1 para G1. 45

Tabla 4-14: Valores de los parámetros de GGOV1 para G2. 46

Tabla 4-15: Unidades sin control de velocidad, SC. 46

Tabla 4-16: Resumen de desconexión de carga. 48

Tabla 4-17: Tiempos de actuación de EDAC. 49

Tabla 5-1: Valores obtenidos en la simulación del Modelo Propuesto. 52

Tabla 5-2: Comparación de valores Reales Medidos con valores en la Simulación del Modelo Propuesto. 53

Tabla 5-3: Valores función de Transferencia de la Turbina 59

xix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Esquema Control de Frecuencia de un generador. [1] 3

Figura 2: Esquema temporal de intervención de los tres bloques de control [2] 5

Figura 3: Lazos de Control de un generador [3] 5

Figura 4: Función de Transferencia entre potencia y frecuencia 8

Figura 5: Diagrama de bloques de un regulador primario con estatismo 9

Figura 6: Diagrama de bloques reducido de un regulador primario con estatismo. 9

Figura 7: Característica de un control primario con estatismo. 9

Figura 8: Respuesta dinámica de un generador con estatismo. 10

Figura 9: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulación primaria. 10

Figura 10: Efecto de modificar la consigna de potencia 11

Figura 11: Efecto de la frecuencia sobre la demanda. 12

Figura 12: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda. 12

Figura 13: Diagrama de bloques del regulador de tensión SEXS en DigSILENT. 16

Figura 14: Diagrama de Bloques de TGOV1 en DIgSILENT 17

Figura 15: Modelo simplificado del SING en DIgSILENT con TGOV1 20

Figura 16: Variación de la Frecuencia con la Inercia 24

Figura 17: Variación de la frecuencia con el estatismo. 24

Figura 18: Potencia mecánica de la Turbina de Gas 25

Figura 19: Potencia mecánica de la Turbina de Vapor. 25

Figura 20: Variación de la frecuencia con la constante de tiempo del governor. 26

Figura 21: Frecuencia registrada en el escenario a estudiar [6] 27

Figura 22: Categorización de las respuestas eléctricas [7] 28

Figura 23: Modelo simplificado de la red. 31

Figura 24: Representación de governor con variación de la potencia. 32

Figura 25: Diagrama de bloques del regulador de velocidad GGOV1 en DIgSILENT. 34

Figura 26: Reserva por unidad obtenida del Informe [6] 37

Figura 27: Reserva por bloques de generación. 38

Figura 28: Característica de governor con rápido control de carga. Medición real extraída del Informe [6] 39

Figura 29: Característica de governor con lento control de carga. Medición real extraída del Informe [6]. 41

Figura 30: Característica de governor sin control de carga. Medición real extraída del Informe [6]. 42

Figura 31: Característica de governor con rápido control de carga. Medición real extraída del Informe [6] 44

Figura 32: Característica de governor sin control de carga. Medición real extraída del Informe [6] 45

Figura 33: Modelo unidad U16 antes de la perturbación. 47

xx

Figura 34: Desconexión del modelo de unidad U16 en DIgSILENT 47

Figura 35: Carga dinámica antes de la falla 48

Figura 36: Carga dinámica después de la falla 48

Figura 37: Modelo carga estática. 49

Figura 38: Desconexión de carga en DIgSILENT. 49

Figura 39: Participación tras perturbación (Simulación) 53

Figura 40: Participación tras perturbación (Informe) 54

Figura 41: Potencia Mecánica (p.u.) 54

Figura 42: Zoom Potencia Mecánica. (p.u.) 55

Figura 43: Potencia mecánica (p.u.) de las unidades de vapor. 56

Figura 44: Potencia mecánica (p.u.) de las unidades de gas. 57

Figura 45: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades sin control de velocidad. 58

Figura 46: Variación del ángulo del rotor. 58

Figura 47: Potencia eléctrica de las unidades con control de velocidad. 59

Figura 48: Potencia eléctrica de las unidades con governor. 60

Figura 49: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con rápido control de carga, T1. 60

Figura 50: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con lento control de carga, T2. 61

Figura 51: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con nulo control de carga, T3. 61

Figura 52: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de gas con control de carga, G1. 62

Figura 53: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de gas con nulo control de carga, G2. 62

Figura 54: Frecuencia extraída del Informe [6] 63

Figura 55: Frecuencia obtenida en la simulación del modelo propuesto. 64

Figura 56: Comparación de Frecuencia real y simulada con el Modelo Propuesto. 64

Figura 57: Comparación carga dinámica y frecuencia. 65

Figura 58: Disminución de la demanda por la disminución de la frecuencia. 66

Figura 59: Frecuencia sin intervención EDAC 67

Figura 60: Frecuencia operando tres escalones de descarga. 67

Figura 61: Frecuencia obtenida en la simulación del modelo clásico. 68

Figura 62: Comparación de frecuencias obtenidas en Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 69

Figura 63: Comparación de frecuencias Real y obtenidas en Simulación de Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 69

Figura 64: Potencias mecánicas obtenidas en la simulación del Modelo Clásico. 70

Figura 65: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con rápido control de carga, T1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 70

Figura 66: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con lento control de carga, T2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 71

Figura 67: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con nulo control de carga, T3, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 71

Figura 68: Comparación potencia mecánica de las turbinas de gas con nulo control de carga, G2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 72

Figura 69: Comparación potencia mecánica de las turbinas de gas con control de carga, G1,

xxi

obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 72

Figura 70: Potencias eléctrica obtenidas en la simulación del Modelo Clásico. 73

Figura 71: Comparación potencia eléctrica de las unidades con rápido control de carga, T1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 73

Figura 72: Comparación potencia eléctrica de las unidades con lento control de carga, T2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 74

Figura 73: Comparación potencia eléctrica de las unidades sin control de carga, T3, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 74

Figura 74: Comparación potencia eléctrica de las unidades de gas sin control de carga, G2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 75

Figura 75: Comparación potencia eléctrica de las unidades de gas con control de carga, G1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto. 75

xxiii

Notación

� Momento de Inercia

�� Ángulo del rotor

�� Velocidad angular inicial

∆�� Variación de la velocidad angular

� Constante de Inercia

�� Frecuencia de referencia

�� Potencia nominal

� Potencia Activa de referencia

∆ Variación de Potencia Activa

�� Par de referencia

∆� Variación de par

∆ � Variación de Potencia Mecánica

∆ � Variación de Potencia Eléctrica

∆�� Variación Par Mecánico

∆�� Variación Par Eléctrico

�� Constante de tiempo del sistema regulador-turbina (governor)

R Estatismo

∆ �� Variación de la Potencia de referencia

�� Ganancia de regulación de carga

∆ � Variación de carga independiente de la frecuencia

�∆�� Variación de carga dependiente de la frecuencia

� Constante de amortiguamiento

�

�

�

Tensión

Susceptancia

Conductancia

� Coeficiente de sincronización

�� ∆��

CPF

CSF

Tolerancia

Variación de frecuencia media

Control Primario de Frecuencia

Control Secundario de Frecuencia

1

1 INTRODUCCIÓN

1.1 Motivación

Todo Sistema Eléctrico de Potencia, a fin de operar satisfactoriamente, debe mantener la frecuencia prácticamente constante. Para ello es capital mantener el balance entre demanda y generación, pues la diferencia entre ambas ocasiona los principales problemas que afectan a la estabilidad de la frecuencia. En todo momento la potencia producida debe ser igual a la potencia demandada más las pérdidas, manteniendo de esta forma la frecuencia en su valor nominal. De no ser así, si la generación excede a la demanda, el exceso de energía se almacena en forma de energía cinética en los generadores, produciéndose una aceleración de los mismos y aumentando la frecuencia del sistema. En caso contrario, la energía necesaria se toma de la almacenada en los rotores, disminuyendo su velocidad así como la frecuencia.

Existiendo una fuerte dependencia de la frecuencia respecto de la Potencia Activa, una variación de la demanda de potencia activa en cualquier punto del sistema se observa en toda la red como una variación en la frecuencia. El cambio en la demanda se traslada a los generadores por medio de los controles de velocidad de cada unidad, proporcionando de este modo el primer nivel de control de frecuencia, siendo los controles sucesivos realizados en los centros de control y despacho que operan el sistema.

Tener conocimiento de cómo varía la frecuencia durante las perturbaciones a través de las pertinentes mediciones, permite un análisis estadístico del desempeño de los controles primario y secundario. Así mismo, es importante realizar simulaciones que permitan predecir la respuesta de la frecuencia del sistema ante posibles perturbaciones en la red. Es por ello que los operadores del sistema necesitan precisos modelos de los componentes del sistema de potencia tanto para el análisis dinámico como para el estacionario.

Es en esta línea en la que se desarrolla este proyecto, ya que considerando un sistema concreto, es posible observar como ante faltas que originan importantes desviaciones de la frecuencia respecto de su valor nominal, existen discrepancias entre las simulaciones de dicha falta y los valores correspondientes obtenidos mediante los equipos de medida. Las diferencias en frecuencia son notables tanto en la respuesta transitoria, la cual es importante para la acción sobre las cargas del sistema, como en la estabilización de la frecuencia, que representa la respuesta de los controles de velocidad de las turbinas del sistema. La principal razón de esta divergencia es que las unidades no están modeladas de manera correcta. Por lo tanto, la motivación de este proyecto es la de implementar un modelo de regulador de velocidad que permita obtener simulaciones de la respuesta de las unidades generadoras más precisas ante perturbaciones.

Se considerará como Sistema Eléctrico de Potencia a estudiar, el Sistema Interconectado Norte Grande de Chile, en lo sucesivo SING. Dos son los principales motivos que llevan al estudio del SING:

1. El acceso facilitado por parte del Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING) a la documentación técnica del sistema que opera.

2. La característica topología de la red. El SING está constituido principalmente por grandes centrales generadoras y grandes clientes, mineros e industriales, no sometidos a regulación de precios, que componen la gran mayoría del consumo de la red. El desenganche de alguno de estos grandes centros de demanda resultaría en una perturbación severa, pues se produciría un desequilibrio de la potencia activa, generando más de la demandada, y por tanto provocando un aumento de la frecuencia. Por otro lado, al ser la energía generada en su mayoría por unidades generadoras de gran capacidad, la pérdida de alguna de ellas resultaría igualmente en una falla importante pues, en este caso, ante el déficit de potencia producida, se produciría una caída de la frecuencia.

INTRODUCCIÓN

2

1.2 Objetivos

Este proyecto aborda el problema del modelado de sistemas regulador-turbina en sistemas eléctricos de potencia, con la finalidad de emular con la mayor fidelidad posible las respuestas dinámicas del SEP ante posibles contingencias. Para ello se han establecido los siguientes objetivos:

1- Modelar el Sistema Interconectado Norte Grande de Chile. 2- Incorporar al sistema modelado, sistemas de control de unidades de generación que hayan sido

validados previamente. 3- Contrastar los resultados obtenidos en la simulación con las mediciones reales. 4- Adaptar los sistemas regulador-turbina de forma adecuada al Sistema Eléctrico de Potencia modelado. 5- Verificar el comportamiento dinámico de los modelos de control asociados a cada unidad de

generación mediante la comparación con las mediciones reales.

3

2 MARCO TEÓRICO

l presente capítulo tiene por objeto presentar los conceptos teóricos en que se basa el desarrollo de este proyecto.

2.1 Fundamentos del Control de Frecuencia y Potencia Activa

A fin de procurar un buen suministro eléctrico, la frecuencia de la onda de tensión ha de estar dentro de unos márgenes estrictos. Una perturbación que afecte a la calidad de la misma puede ocasionar graves desperfectos en la instrumentación y equipos conectados a la red.

Balance entre demanda y generación 2.1.1

En un sistema eléctrico, el equilibrio entre generación y demanda influye directamente sobre la frecuencia del mismo. Durante el régimen permanente, todos los generadores síncronos de la red funcionan en sincronismo, y por lo tanto, mientras este perdure, el par acelerante aplicado por cada turbina sobre cada generador síncrono es igual al par electromagnético que tiende a frenar la máquina más las pérdidas ocasionadas. En caso de producirse una disminución en la potencia eléctrica demandada por el sistema, el par electromagnético de los generadores disminuirá, produciéndose una aceleración en el eje de la turbina y por tanto un aumento de la frecuencia. Es por esto que resulta necesario el uso de un control que regule la potencia mecánica de la turbina que acciona los generadores para evitar una variación de la frecuencia con la variación de la demanda.

Figura 1: Esquema Control de Frecuencia de un generador. [1]

E

MARCO TEÓRICO

4

La Figura 1 representa las variables principales en el control de frecuencia. Las entradas de dicho sistema de control son:

• La consigna de potencia.

• La velocidad de giro del eje, directamente relacionada con la frecuencia, por ser más fácilmente procesable que esta última.

Regulación primaria, secundaria y terciaria 2.1.2

Se suele hablar de control frecuencia-potencia debido a la estrecha relación existente entre la frecuencia y el balance de potencia activa de la red. Se puede resumir entonces, clasificando la frecuencia y los flujos de potencia como las variables que se quieren controlar, y las potencias entrantes a los generadores como las variables empleadas para controlarlas.

El estudio del control de frecuencia de un sistema eléctrico es abordado de manera global en la red. Esto es así puesto que se asume que las desviaciones de la frecuencia con respecto a su punto de equilibrio son pequeñas, y por tanto se considera la misma en todos los puntos del sistema.

Existen además otros factores que repercuten en la potencia generada por la central, principalmente compromisos adoptados en el mercado eléctrico, y que atañen tanto a la producción en cada planta como a la potencia intercambiada entre áreas de control vecinas. Actualmente, los sistemas eléctricos, cada vez más extensos, y organizados por diversas instituciones, son divididos en áreas para ser gestionados, tanto técnica como económicamente, de manera óptima. Cada área posee reservas de energía suficiente para solventar cualquier perturbación de la frecuencia, y en caso de ser necesario, las transacciones de energía son planificadas previamente.

Con todo esto, la finalidad del control de frecuencia es:

• Sostener la frecuencia nominal del sistema.

• Mantener el balance entre generación y demanda.

• Conservar la energía de reserva necesaria.

• Respetar los compromisos de intercambio de energía con áreas vecinas.

El control de potencia busca conseguir todos estos puntos dividiéndose en tres niveles:

Control Primario: Asume su nombre por ser el más rápido y actuar en un lapso de tiempo entre 2 y 20 segundos de forma local en cada generador, atendiendo a la velocidad de giro del eje. La inercia de los generadores repercute en la celeridad del control.

Control Secundario: Precisa de mayor tiempo para intervenir, entre 20 segundos y 2 minutos, y se gestiona desde el centro de control de área motivado por restablecer la frecuencia nominal y respetar el intercambio de potencia entre áreas.

Control Terciario: Actúa trascurridos unos 10 minutos, abarcando el sistema eléctrico completo a fin de asegurar reservas de energía por área mediante un reparto de carga mejorado.

La siguiente figura representa en qué grado y tiempos actúan los tres controles ante una disminución de la potencia generada.

Modelado y Análisis de Sistemas Regulador-Turbina basados en Mediciones Reales 5

Figura 2: Esquema temporal de intervención de los tres bloques de control [2]

Dado que este proyecto se centra en el estudio de un control de velocidad sobre el eje del generador, se sitúa dentro del primer nivel de control de frecuencia, por lo que a continuación se profundizará en la fundamentación teórica del mismo.

2.2 Control Primario de Frecuencia

Con el objetivo de reducir el desbalance entre generación y demanda, la regulación de frecuencia, ante variaciones de frecuencia derivadas del desequilibrio entre potencia mecánica y eléctrica, interviene accionando los controles de velocidad de cada generador variando su potencia de forma inmediata y autónoma.

Atendiendo al emplazamiento de dicho control en los propios generadores, cabe hacer una breve composición de los controles presentes en un generador síncrono.

Bucles de Control del Generador 2.2.1

Figura 3: Lazos de Control de un generador [3]

MARCO TEÓRICO

6

Como puede observarse en la Figura 3, sobre un generador actúan dos controles independientes:

• Regulación automática de la tensión (AVR, por sus siglas en Inglés)

• Regulación automática de la frecuencia (Governor o sistema regulador-turbina).

De este modo, los sistemas de control de tensión y frecuencia son concebidos independientemente, aprovechando el débil acoplamiento entre flujo de potencia reactiva y las tensiones por un lado, y el flujo de potencia activa, los ángulos de tensión y la frecuencia, por otro.

El lazo Potencia Activa-Frecuencia controla la potencia de salida y la frecuencia del generador. Las desviaciones de frecuencia se utilizan como una medida indirecta de los desbalances de potencia activa. La acción de control se realiza mediante el sistema regulador-turbina para modificar el flujo de vapor en el caso de turbinas térmicas, o de agua en el caso de turbinas hidráulicas.

El lazo Potencia Reactiva-Voltaje controla la tensión en terminales del generador por medio del sistema de excitación que modifica el voltaje de campo del generador. Con esta acción se tiene control sobre la potencia reactiva de la máquina. Las acciones de este control se realizan en el voltaje de entrada al sistema de excitación.

Destacando de nuevo que el objeto de este estudio es el control primario del SING, la siguiente subsección desarrolla las ecuaciones teóricas del control de velocidad. No obstante, dado que para el modelado del generador ha sido necesario el uso de un control de tensión, en la sección 2.3 de este capítulo se realizará una breve descripción del mismo.

Regulación de Frecuencia 2.2.2

A continuación se describen los elementos que influyen en el comportamiento de la frecuencia, así como el mecanismo de la regulación primaria y su efecto sobre el sistema eléctrico [4]

Red Eléctrica

Un sistema eléctrico de potencia está integrado por una gran cantidad de generadores interconectados a través del sistema de transmisión para llevar la energía a los centros de consumo.

En estado estable, se tiene una misma frecuencia en todo el sistema. En condiciones de desbalance entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica, la frecuencia en cada punto del sistema depende de las contribuciones individuales de cada generador en función de la distancia eléctrica. Una primera simplificación del problema es no considerar la red de transmisión obteniendo un comportamiento promedio de la frecuencia, lo cual permite obtener el comportamiento ante diferentes condiciones de operación.

Esta simplificación se justifica en sistemas altamente mallados cuya robustez permite que todas las unidades compartan el desequilibrio instantáneamente, lo que hace que las máquinas tengan aceleraciones similares en el tiempo. Por otra parte existen diferentes tipos de unidades de generación, siendo más comunes las de tipo térmico e hidráulico que se caracterizan por tener diferente tiempo de respuesta para modificar su generación ante requerimientos de cambio. Puesto que el SING está constituido por generación térmica, a continuación se presenta este tipo de turbina

Turbina Térmica

Todas las turbinas térmicas, ya sean de vapor o de gas, tienen un mecanismo de control para modificar la posición de las válvulas a la entrada de la turbina. La salida será un cambio en la potencia mecánica.

Existen diferentes tipos de configuraciones pero en todos los casos la función principal del modelo será considerar el retraso entre el cambio de posición de la válvula y el cambio en el flujo de vapor.


Generador

El conjunto eje-turbina de un generador síncrono gira sometido a dos pares opuestos: el par mecánico �� aportado desde la turbina tiende a acelerar el eje, mientras el par electromagnético �� tiende a frenarlo. La ecuación básica de este movimiento viene definida por

� �� = (�� − ��)

(2.1)

donde � es el momento de inercia y �� es el ángulo del rotor. Definiendo la derivada segunda del ángulo como indica la ecuación 2.2

�� = ��

� = �(�� − ��)� = �∆��

�

(1.2)

donde �� es la velocidad del rotor, �� es la velocidad de referencia y ∆�� es la desviación de velocidad. De esta forma, la ecuación 2.1 queda como sigue

�∆�� = 1

� (�� − ��)

( 2.2)

Si se toma como potencia base �� la potencia nominal de la máquina, como frecuencia base �� la frecuencia de referencia y como par base �� = �� ⁄ , y dividiendo el miembro de la izquierda de la ecuación anterior entre ��, y el miembro de la derecha entre �� '�� (⁄ , se obtiene en valores unitarios

�∆��[*+]� = 1

2� (��[*+] − ��[*+])

(2. 3)

Donde � es la constante de inercia, definida como

� =12 ��

��

(2. 4)

La constante de inercia � es un parámetro muy utilizado en el control de sistemas eléctricos, y representa la energía cinética acumulada en el eje a la velocidad de sincronismo dividida entre la potencia base.

De aquí en adelante se considerarán todas las variables en valores unitarios, de forma que la ecuación anterior queda

�∆�� = 1

2� (�� − ��) ( 2. 5)

MARCO TEÓRICO

8

Dado que el sistema de control regula la potencia eléctrica, que es un término más fácil de medir que el par electromagnético, es conveniente expresar la ecuación 2.6 en términos de potencia en lugar de par. Para ello recordando que la relación entre potencia y par es = �� y considerando una desviación pequeña a partir de un estado inicial determinado por el subíndice 0, se escribe

� . ∆ ! "�� . ∆��$"�� . ∆�$

(2. 6)

Tomando sólo los incrementos, y despreciando los de segundo orden,

∆ ! ��∆� . ��∆��

(2. 7)

Luego en el eje

∆ � # ∆ � ! ��"∆�� # ∆��$ . "�� # ��$∆��

(2. 8)

En régimen permanente �� ! ��, y en por unidad �� ! 1, por lo que queda

∆ � # ∆ � ! "∆�� # ∆��$

(2.9)

Así pues considerando pequeños incrementos alrededor del régimen permanente, es posible escribir la ecuación 2.6 como

�∆�� ! 1

2� "∆ � # ∆ �$

(2.10)

ecuación que se conoce como ecuación de oscilación de la máquina síncrona, y cuyo diagrama de bloques es el representado en la Figura 4

Figura 4: Función de Transferencia entre potencia y frecuencia

Sistemas de control

El control de velocidad tiene dos funciones básicas: control normal de carga-velocidad y control de sobre-


velocidad.

El control normal carga-velocidad actúa ante desviaciones pequeñas (5 %) de velocidad para permitir que las unidades generadoras operen satisfactoriamente en paralelo y realizar una repartición apropiada de la carga.

El control de sobre-velocidad permite controlar la velocidad ante rechazos parciales de carga con el fin de devolver la turbina a la condición de estado estable; su objetivo principal es evitar el disparo por sobrevelocidad después de un rechazo de carga, este control actúa sobre las válvulas de entrada.

Reguladores con característica frecuencia-potencia negativa

Figura 5: Diagrama de bloques de un regulador primario con estatismo

Figura 6: Diagrama de bloques reducido de un regulador primario con estatismo.

Para permitir que varios generadores participen en el control primario de frecuencia dentro de un mismo sistema, se aplica en cada uno de ellos una característica frecuencia-potencia en régimen permanente negativa, mediante la introducción del lazo de control adicional representado en la Figura 5. Este lazo puede reducirse al

de la Figura 6, donde �� ! /01

Figura 7: Característica de un control primario con estatismo.

Examinando el diagrama de bloques de la Figura 6 puede comprobarse que la constante 2 es la que determina la característica del regulador en régimen permanente. La constante 2 se conoce como estatismo de un generador, y es igual a la relación entre el incremento relativo (por unidad) de velocidad ∆�� y el incremento relativo de potencia de salida ∆ �. Puede escribirse

MARCO TEÓRICO

10

2 ! # 34567874 �67�9 3:��7;675+7453934567874 �67�9 3:��7*� 74539 ! �< # �=>

��

(2.12)

donde �< es la frecuencia en régimen permanente sin carga (en vacío), �=> es la frecuencia en régimen permanente a plena carga, y �� es la frecuencia nominal.

En la Figura 7, que representa la ecuación 2.12 gráficamente, el estatismo es la pendiente de la característica frecuencia/potencia cambiada de signo.

El estatismo puede expresarse en valores unitarios o porcentuales. Por ejemplo, un estatismo del 5 % significa que un incremento de frecuencia del 5 % provoca un incremento del 100 % en la apertura de la válvula y en la potencia de salida.

Figura 8: Respuesta dinámica de un generador con estatismo.

La presencia del estatismo provoca la aparición de un error en la frecuencia en régimen permanente. La Figura 8 representa la respuesta dinámica de un sistema con control primario de frecuencia ante un escalón de carga. Como puede verse, la frecuencia final es distinta de la inicial. Sin embargo, este mecanismo permite la participación simultánea de varias unidades generadoras en el control primario de frecuencia.

Cambio de la potencia de referencia

Figura 9: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulación primaria.

Puesto que de la observación de la Figura 8 se concluye que tras el primer control de frecuencia, esta se estabiliza introduciendo un error en régimen permanente, se precisa la intervención de un segundo lazo de control más lento y que devuelva la frecuencia a su valor nominal. Este control actúa modificando la potencia de referencia en el generador introduciendo una consigna de potencia en el lazo de regulación primaria, tal


como indica la Figura 9. De esta forma cualquier variación de la referencia de potencia se traduce, en régimen permanente, en una variación de la apertura de la válvula de admisión, y por tanto en una variación de la potencia de salida del generador.

La acción de modificar la consigna de potencia equivale gráficamente a desplazar verticalmente la característica frecuencia-potencia, como muestra la Figura 10. En dicha figura, cada una de las rectas corresponde a un valor distinto de la consigna de potencia. Se han dibujado los casos extremos A y C en los que el generador se encuentra en vacío y en plena carga, respectivamente, cuando la frecuencia del sistema es la nominal. En el caso A, cuando la frecuencia es la nominal (50 Hz) el generador no aporta potencia, y sólo comienza a aportarla si la frecuencia desciende. Por tanto, en esta situación el generador es incapaz de participar en el control primario si la frecuencia sube por encima de la nominal. En el caso C, a la frecuencia nominal el generador aporta el 100 % de la potencia, por lo que no puede participar en el control primario si la frecuencia baja por debajo de la nominal. En el caso B, a la frecuencia nominal el generador aporta el 50 % de la potencia nominal, y puede participar en el control primario tanto cuando la frecuencia sube como cuando baja.

Figura 10: Efecto de modificar la consigna de potencia

La mejor forma de regular la potencia de referencia de entrada del regulador de velocidad es variando proporcionalmente la integral del error en frecuencia y con signo cambiado:

∆ �� ! #�� ? ∆�� @

�

(2.13)

La constante de amplificación de la frecuencia es fundamental en este control, puesto que puede volver inestable el sistema para valores muy elevados. Por su parte, en caso de una correcta sintonización de su valor dentro de la estabilidad, este mismo parámetro será el encargado de determinar que la respuesta sea oscilatoria o no. Además, tal y como se aprecia en su ecuación, esta constante definirá la rapidez con la que disminuye el error de la frecuencia.

Siempre y cuando el error de frecuencia sea distinto de cero, la salida del integrador seguirá aumentando, variando el valor de la potencia de referencia. Solamente cuando el error de frecuencia llegue a un valor nulo se conseguirá que la potencia de referencia de entrada al regulador de velocidad permanezca constante.

Respuesta de la carga a una desviación de frecuencia

Algunas cargas demandan una potencia independiente de la frecuencia de alimentación, por ejemplo cargas resistivas destinadas a calentamiento o lámparas incandescentes para iluminación. Otras cargas, por el contrario, responden a un incremento de la frecuencia aumentando la demanda, por ejemplo muchos ventiladores y bombas. En conjunto, la relación entre el incremento de demanda total ∆ � y el incremento de frecuencia en un sistema puede expresarse como

MARCO TEÓRICO

12

∆ � ! ∆ � . �∆��

(2.14)

donde ∆ � es el incremento de potencia independiente de la frecuencia, y � es la constante que relaciona la variación de frecuencia con el incremento de potencia debido a ella. La constante � actúa como un mecanismo de amortiguamiento de la variación de frecuencia: todo aumento de frecuencia ∆�� provoca un ligero aumento de la demanda �∆��, que se opone al incremento de frecuencia inicial. La ecuación 2.14 corresponde al diagrama de bloques representado en la Figura 11, que a su vez puede reducirse al diagrama de la Figura 12.

Figura 11: Efecto de la frecuencia sobre la demanda.

Figura 12: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda.

Si no existiese regulación de velocidad en los generadores síncronos, la respuesta del sistema frente a una variación de la demanda quedaría determinada por la constante de inercia � y por la constante de amortiguamiento �.

2.3 Regulación automática de tensión

Al contrario que sucede en el caso del estudio de la relación frecuencia-potencia, que se puede asumir en todo el conjunto del sistema, en el caso de la relación de los valores de la tensión en los nudos y los flujos de potencia reactiva, el estudio se realiza de manera local, pues la estrecha relación entre ambas magnitudes se debilita a medida que se estudia puntos más distantes.

La finalidad del control automático de tensión es la de mantener la tensión en bornes del generador dentro de unos pequeños límites de variación respecto de un valor de referencia o nominal prefijado, controlando su fuerza electromotriz interna del siguiente modo:

1. Mide la magnitud de tensión de salida del generador.

2. Rectifica y filtra dicho valor hasta obtener una señal de corriente continua proporcional al valor eficaz original.

3. Compara esta señal |�| con un valor de referencia B��B y amplifica la diferencia entre ambas.

4. Alimenta la excitatriz principal del generador con la tensión obtenida.

13

3 MODELO CLÁSICO

n este capítulo se desarrollará un modelado simplificado del SING mediante el uso de un sistema regulador-turbina ampliamente utilizado para las turbinas térmicas.

Este modelo, debido a que presenta un número de parámetros limitado, facilita su sintonización, permitiendo realizar, con mayor sencillez, diversos estudios sobre la sensibilidad de la frecuencia ante la variación de los parámetros principales.

3.1 Modelo

Asumiendo las simplificaciones descritas en el Capítulo 2, es posible representar el SING de forma simplificada.

Puesto que la potencia motora que activa las unidades generadoras se obtiene predominantemente de turbinas de vapor y gas, se considera un sistema compuesto por dos máquinas generadoras, una de vapor y otra de gas, que abastecen una demanda de 2100 MW compuesta por carga estática y carga dinámica.

Para ello se hace uso de los siguientes modelos:

Generador síncrono y controles 3.1.1

Para modelar dinámicamente el generador con los sistemas de control utilizados en este estudio, regulador de voltaje y regulador de velocidad, se hace uso de un modelo compuesto que permite acoplar el modelo de la maquina sincrónica con los modelos de regulación y control.

3.1.1.1 Modelo de Máquina Síncrona

Para el modelo de máquina síncrona se han establecido los siguientes parámetros, comprendidos dentro de un rango de valores típicos para las máquinas térmicas. [4, p. 153]

E

MODELO CLÁSICO

14

Tabla 3-1: Valor de los parámetros de la máquina síncrona.

PARÁMETRO VALOR (p.u.)

DESCRIPCIÓN

CD 1.81 Componente “ d” de la reactancia síncrona.

CG 1.76 Componente “q” de la reactancia síncrona.

CDJ 0.3 Componente “d” de la reactancia transitoria.

CGJ 0.65 Componente “q” de la reactancia transitoria.

CDJJ 0.23 Componente “d” de la reactancia subtransitoria.

CGJJ 0.25 Componente “q” de la reactancia subtransitoria.

CN 0.15 Reactancia de fuga.

OP 0.003 Resistencia de armadura por fase.

QDRJ 8.0S Componente “d” de la constante de tiempo transitoria en circuito abierto.

QGRJ 1.0S Componente “q” de la constante de tiempo transitoria en circuito abierto.

QDRJJ 0.03S Componente “d” de la constante de tiempo subtransitoria en circuito abierto.

QGRJJ 0.07S Componente “q” de la constante de tiempo subtransitoria en circuito abierto.

T 10S Inercia.

UV 0 Factor de amortiguamiento. [4, p. 131]

WXYR 0.124 Parámetro de saturación.

WXY[ 0.496 Parámetro de saturación.

3.1.1.2 Regulador de tensión. SEXS

La máquina síncrona precisa de dos controles independientes, uno en frecuencia y otro en tensión tal y como se explicó en la subsección 2.2.1. Aquí se recoge el modelo elegido para el control de la tensión de excitación.

No siendo este el principal objeto de estudio, se ha optado por la elección de un regulador de tensión estándar, SEXS, común para cada uno de los equivalentes de generación. Ajustando sus parámetros con los siguientes valores


Tabla 3-2: Valor de los parámetros del regulador de tensión, SEXS.

PARÁMETRO VALOR UNIDAD DESCRIPCIÓN

Tb 1.000000 [s] Tiempo de Retardo del Filtro

Ta 1.000000 [s] Constante de Tiempo Derivativo del Filtro

K 200.000000 [p.u.] Ganancia del Controlador

Te 0.015000 [s] Constante de Tiempo de Excitación

Emin -6.400000 [p.u.] Salida Mínima del Controlador

Emax 7.000000 [p.u.] Salida Máxima del Controlador

Como puede apreciarse en la Figura 13, este módulo comprende:

• Un bloque de filtrado, el cual, por simplificar el estudio, se ha anulado tal y como se puede concluir por su valores en la Tabla 3-2, siendo este de la forma

1 . S��1 . S�

• El bloque proporcional integrador que incorpora las señales adicionales de los limitadores de la corriente de excitación Emin y Emax. [4, p. 337]

El parámetro Emin es un limitador de excitación baja que pretende evitar la reducción de excitación del generador por debajo de los límites de estabilidad y calentamiento. Esta señal se obtiene de una combinación de corriente y voltaje o potencia activa y reactiva del generador. Los límites de la señal se presentan cuando excede un valor de referencia.

Por su parte, el parámetro Emax evita sobrecalentamientos debido a una prolongada sobrecorriente de campo. Limitando por tanto la excitación máxima.

MODELO CLÁSICO

16

Figura 13: Diagrama de bloques del regulador de tensión SEXS en DigSILENT.

3.1.1.3 Sistema Regulador-Turbina. TGOV1

Para el modelado del sistema regulador-turbina, se hace uso del modelo estándar para turbinas térmicas, TGOV1, con una selección apropiada de sus parámetros.

avr_SEXS: Simplified Excitation System

- {K/(1+sT)}K,Te

Emax

Emin

(1+sTb)/(1+sTa)Tb,Ta

avr_SEXS: Simplified Excitation System

3 0

4

2

0

1

0

u

Vbi

asav

rref

voel

vuel

uerrs

usetp

Vr

upss

DIg

SIL

EN

T


Figura 14: Diagrama de Bloques de TGOV1 en DIgSILENT

Puesto que este bloque integra el modelado de la turbina y regulador de velocidad, se ha usado el mismo tanto para la turbina de vapor como para la turbina de gas, diferenciándose en el valor de los parámetros correspondientes.

gov_TGOV1: Steam Turbine Governor

- {1/(1+sT)}T1

Vmax

Vmin

1/KR

Pt/PturbPN

0

1

2

KDt

KAt

(1+sTb)/(1+sTa)T3,T2

gov_TGOV1: Steam Turbine Governor

0

1

2

0

3

1

4

5

psetp

at

pt

pturb

wre

f

cosn

dw

sgnn

w

psco

wlss

DIg

SIL

EN

T

MODELO CLÁSICO

18

Tabla 3-3: Valores de los parámetros que definen la turbina de vapor con governor TGOV1


T3 10.000000 [pu] Constante de Tiempo de Retardo de la Turbina

T2 2.000000 [pu] Constante de Tiempo de Adelanto de la Turbina

At 1.000000 [pu] Coeficiente de potencia de la Turbina

Dt 0.000000 [pu] Factor de Pérdidas por Fricción

R 0.005000 [pu] Estatismo

T1 0.200000 [s] Constante de Tiempo del Governor

PN 0.000000 [Mw] Potencia Nominal de la Turbina(=0->PN=Pgnn)

Vmin 0.000000 [pu] Límite Mínimo

Vmax 1.000000 [pu] Límite Máximo


Tabla 3-4: Valores de los parámetros que definen la turbina de gas con governor TGOV1


T3 0.500000 [pu] Constante de Tiempo de Retardo de la Turbina

T2 0.000000 [pu] Constante de Tiempo de Adelanto de la Turbina

At 1.000000 [pu] Coeficiente de potencia de la Turbina

Dt 0.000000 [pu] Factor de Pérdidas por Fricción

R 0.005000 [pu] Estatismo

T1 0.200000 [s] Constante de Tiempo del Governor

PN 0.000000 [Mw] Potencia Nominal de la Turbina(=0->PN=Pgnn)

Vmin 0.000000 [pu] Límite Mínimo

Vmax 1.000000 [pu] Límite Máximo

Ambas Tabla 3-3 y Tabla 3-4 recogen idénticos parámetros, diferenciándose únicamente en los valores de las constantes que definen la turbina que acciona el generador, definida su función de transferencia como

1 . S�>1 . S��

Tabla 3-5: Comparación valores parámetros Turbina de Vapor y Turbina de Gas.

VAPOR GAS

�> 10 0.5

�� 2 0

Para conseguir que ambos grupos generadores contribuyan al incremento de la demanda de forma proporcional a su tamaño o potencia nominal, se ha optado por aplicar la misma constante de regulación, R, expresada en valores por unidad.

Para el resto de los parámetros se ha conservado los valores por defecto, permitiendo una correcta simulación.

De este modo queda el sistema simplificado de la siguiente figura.

MODELO CLÁSICO

20

Figura 15: Modelo simplificado del SING en DIgSILENT con TGOV1

3.2 Comportamiento de la Frecuencia ante pérdida de generación

Análisis conceptual 3.2.1

Tras producirse una perturbación que compromete el equilibrio entre la potencia mecánica y la eléctrica de los generadores, la frecuencia variará de un nodo a otro. Esto queda reflejado en el estudio de los distintos tipos de respuesta cuando se produce la perturbación. [5]

Respuesta eléctrica

Esta respuesta es instantánea y es la que establece el desequilibrio inicial de potencia a través de las contribuciones de las unidades generadoras. En esta respuesta no interviene el tiempo.

La ecuación simplificada de potencia eléctrica en un nodo k está dada por (3.1).

] ! ^�]�_`�]_ sin'�]_( . �]_ cos"�]_$fg

_h/

( 3.1)

Al tener un incremento de carga en el nodo i, el balance de Potencia Activa se realiza mediante el ajuste de los voltajes de los nodos de carga, por lo que una vez producida la falla en el nodo i, los ángulos internos de los generadores no cambian instantáneamente debido a la inercia de los rotores. Despreciando la conductancia y linealizando (3.1), el incremento de potencia activa en el nodo i viene dado por (3.2).

∆ ] ! ^ �]�_�]_ cos'�]_� (∆�]_ ! ^ �S]_∆�]_g

_h/,_k]

g

_h/._k]

( 3.2)


Donde �S]_ es el coeficiente de sincronización.

Para un nodo de generación el incremento de potencia activa está dado por (3.3), donde el primer término representa la relación del nodo 3 con el resto de los nodos de generación y el segundo la relación con el nodo donde ocurre el incremento de carga.

∆ � = ^ ��_��_ cos'��_� (∆��_ . ��]��] cos(��]� )∆��]g

_h/,_k],�

(3.3)

En �l, ∆�� = 0, por tanto se cumple (3.4) para todos los nodos generadores.

∆��] = ∆�� − ∆�] = −∆�]

∆�]_ = ∆�] − ∆�_ = ∆�]

(3.4)

Entonces (3.2) y (3.3) se convierten en (3.5) y (3.6) respectivamente.

∆ ] = ^ �S]_∆�]g

_h/,_k]

(3.5)

∆ � = −�S�_∆�]

(3.6)

A su vez, el cambio de potencia en el nodo de carga es soportado por la suma de las contribuciones individuales de cada generador como indica (3.7).

∆ ] = ^ ∆ �g

�h/,�k]

(3.7)

Despejando ∆�]de (3.6) y sustituyendo en (3.5) se obtiene (3.8), que expresa la contribución del generador 3 al cambio de carga en el nodoi.

∆ � = m�]∆ ]

(3.8)

MODELO CLÁSICO

22

m�] ! �S�]∑ �S�]g�h/

(3.9)

En (3.8) se observa que cada generador tendrá una contribución inicial en función del factor de contribución de ese generador con respecto al nodo donde ocurre la perturbación; este factor está dado por (3.9) y depende de la localización del generador en el SEP por lo que se le conoce como distancia eléctrica.

Respuesta inercial

Esta respuesta se manifiesta en el período 0 < < � , donde � es el tiempo en el cual se inicia la acción del governor. Está caracterizada por una razón de cambio de la frecuencia en todas las máquinas y tiene una duración de pocos segundos.

Recordando la ecuación de oscilación de un generador definida por (2.11) y aplicada a un nudo concreto i se tiene (3.10)

�∆�� = 1

2��(∆ � − ∆ �)

(3.10)

Si se desprecia el efecto de la potencia mecánica debido a que no se manifiesta en este intervalo de tiempo, se obtiene (3.11).

�∆�� = −m�]∆ ]

2��

(3.11)

En (3.11) se observa que inicialmente cada generador tendrá una aceleración diferente en función de su inercia y del factor de contribución asociado a ese generador. Sumando las contribuciones iniciales de los generadores dadas por (3.11) se obtiene la variación de potencia creada por la perturbación como se indica en (3.12).

2^�∆�� = −∆ ]

(3.12)

Las fuerzas de sincronización tratan de lograr que todas las máquinas oscilen juntas, esto significa que las diferencias angulares entre ellas permanece constante o al menos dentro de una banda de tolerancia (��), por tanto se tiene que la frecuencia y la aceleración de cada generador son muy cercanas entre sí, como se indica en (3.13).

B∆�� − ∆�_B ≤ �� ∆�� ≈ �∆�_

� ≈ �∆��

(3.13)

Sustituyendo (3.13) en (3.12) se obtiene la aceleración media del grupo coherente.


�∆�� ! # ∆ ]

2∑��

(3.14)

La contribución de cada generador está definida por (3.15), la cual se obtiene de (3.12) y (3.13).

∆ � ! �_∑�_

∆ ]

(3.15)

Respuesta del sistema regulador-turbina

Esta respuesta se manifiesta una vez que los controles de velocidad permiten cambiar la posición de las válvulas y modificar la potencia mecánica. La variación de la potencia mecánica está en función del tipo de unidad y del tipo de control de velocidad.

Un caso simplificado es considerar una constante de tiempo para el control de velocidad y otra para la turbina, la razón de cambio en la posición de las válvulas está dada por (3.16), la razón de cambio de la potencia mecánica se expresa en (3.17). En ambas ecuaciones puede observarse que la variación de las variables está asociada a su constante de tiempo respectiva.

�∆ �� ! # 1

� r12 ∆� . ∆ �s

(3.16)

�∆ �� ! 1

@ "∆ � # ∆ �$

(3.17)

El incremento de potencia mecánica causa una reducción en la razón de cambio de la frecuencia como se indica en (3.16), a esta reacción se le conoce como regulación primaria.

Comportamiento de la frecuencia en un Sistema Simplificado. 3.2.2

Puesto que se han agrupado todas las máquinas según el tipo de unidad de generación (vapor o gas) se tiene una simplificación del SING en el cual se han eliminado las oscilaciones entre máquinas obteniendo una frecuencia promedio. Esta representación permite determinar la influencia de los parámetros de la turbina y sus controles.

a) Constante de inercia. El comportamiento inicial de la frecuencia está definido por (3.18), la cual se obtiene de (3.10) y de (2.14). Dado que durante los primeros segundos no se desarrolla potencia mecánica, al ocurrir la perturbación, el desequilibrio es soportado en un principio por la energía cinética de los rotores. Siendo la constante de inercia una medida de esa energía, se tiene la Figura 16, de donde se desprende que a medida que aumenta el valor de H, la pendiente de la frecuencia será menor para una misma falta. El valor final de frecuencia es el mismo en todos los casos.

�∆�� ! 1

2� "#∆ t� # �∆�$

(3.18)

MODELO CLÁSICO

24

Figura 16: Variación de la Frecuencia con la Inercia

b) Característica de regulación. En este caso se analiza el comportamiento de la frecuencia ante diferentes características de regulación en estado estable. Se observa que este parámetro influye tanto en el comportamiento dinámico como en el valor final de frecuencia, sin embargo, el comportamiento inicial es el mismo en todos los casos ya que sólo depende de la inercia y de la magnitud de la pérdida de generación.

Figura 17: Variación de la frecuencia con el estatismo.

49.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

0 5 10 15 20 25 30

Hz

s

H=2.5

H=5

H=7.5

H=15

48.2

48.4

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Hz

s

R=0.05

R=0.1

R=0.2

R=0.5


Analizando el comportamiento dinámico, se extrae que para altos valores de R, la respuesta es amortiguada y lenta dado que la ganancia 1/R relaciona los cambios de la frecuencia con los cambios en la potencia mecánica. Así, a medida que R es más pequeña, la ganancia será mayor y la producción de potencia mecánica será más rápida, mientras que para una regulación pobre, alto valor de R, el cambio será más lento por lo que la frecuencia alcanzará valores más bajos y en un tiempo mayor. Tanto la Figura 18 como la Figura 19 muestran la variación de la potencia mecánica de los dos tipos de turbina que intervienen en el sistema, evidenciando lo descrito en el párrafo anterior. La mayor sobresoscilación por parte de la turbina de gas, Figura 18, se debe a la propia característica de la turbina, consiguiendo una disminución de dicha sobreoscilación a costa de una peor regulación de la frecuencia con valores elevados de R.

Figura 18: Potencia mecánica de la Turbina de Gas

Figura 19: Potencia mecánica de la Turbina de Vapor.

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

0 5 10 15 20 25 30 35 40

p.u

.

s

R=0.05

R=0.1

R=0.2

R=0.5

0.69

0.71

0.73

0.75

0.77

0.79

0.81

0 5 10 15 20 25 30 35 40

p.u

.

s

R=0.05

R=0.1

R=0.2

R=0.5

MODELO CLÁSICO

26

c) Constantes de tiempo del governor. Se analiza el efecto de variar las constantes de tiempo del

governor al utilizar el sistema regulador-turbina descrito, TGOV1. El comportamiento de la frecuencia se muestra en la Figura 20

Figura 20: Variación de la frecuencia con la constante de tiempo del governor.

A medida que aumenta el valor de la constante T1 provoca una mayor sobreoscilación pudiendo llegar a desestabilizar el sistema.

49.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Hz

s

T1=0.1

T1=0.2

T1=0.4

T1=0.8

T1=1.6

27

4 MODELO PROPUESTO

n este capítulo se realizará un modelado del SING que si bien sigue siendo simplificado, incorpora ciertas novedades frente al modelo clásico que requieren de un estudio más exhaustivo del escenario sobre el que se ha trabajado.

Una vez introducido el SEP a estudiar y analizado el escenario a modelar, se definirán los tipos de modelos y parámetros asociados de generadores, motores y sus controles, así como los detalles de la perturbación.

4.1 Antecedentes

Partiendo de la respuesta en frecuencia obtenida de la simulación de una perturbación, tomando como modelo de sistema regulador-turbina un governor clásico, como puede ser el comúnmente utilizado TGOV1,Figura 20, y contrastándola con la respuesta en frecuencia registrada en la realidad en los centros de control mediante las pertinentes mediciones, Figura 21, se aprecia una clara discrepancia entre ambas debido a que el modelo utilizado no es el apropiado.

Figura 21: Frecuencia registrada en el escenario a estudiar [6]

Se concluye por tanto que el modelo empleado, TGOV1, no proporciona una buena aproximación de la realidad, y se propone la implementación de un sistema regulador-turbina desarrollado, validado y verificado en el estudio llevado a cabo por Les Pereira, John Undrill, Dmitry Kosterev, Donald Davies y Shawn Patterson (2003) en el SEP Western Electricity Coordinating Council (WECC).

En dicho estudio [7], partiendo de una situación similar a la planteada en este proyecto, en la que la frecuencia simulada difiere de la medida en la realidad, se introduce un modelo de governor que permite simular los distintos tipos de control de salida de la turbina, mediante la introducción de un parámetro que limita la carga

E

MODELO PROPUESTO

28

de la misma.

Lo que esta limitación representa en la realidad varía según la planta operada. Pueden ser diversos lo motivos de tal limitación: enfocados a la producción, rendimiento, por mantenimiento y seguridad... A continuación se introducen las principales motivaciones tenidas en cuenta en las turbinas utilizadas en este proyecto.

• En el caso de una planta de vapor, se hace necesario evitar una velocidad de embalamiento excesiva que pondría en peligro la integridad del equipo. Dicho límite puede ser efectuado en modo automático o modo manual. En el caso de una turbina sin recalentamiento, dicha actuación se efectúa sobre la válvula de admisión, manteniendo constante la presión a la entrada de la turbina. Sin embargo, si la turbina incorpora recalentamiento intermedio, precisa de un sistema de regulación más complejo a fin de evitar que el gran volumen de vapor contenido en él, y que constituye una importante reserva de energía, se descargue completament,e pues supondría una sobrevelocidad inadmisible. [8]

• En el caso de las turbinas de gas representa la limitación de carga definida por la temperatura límite en la admisión. A mayor temperatura de aspiración, la energía necesaria para mover el compresor es mayor, disminuyendo el rendimiento y la potencia generada, por lo que conviene situar la toma de aire en aquel punto en el que la temperatura de admisión sea más baja. A su vez, se ha de establecer una temperatura límite mínima, pues se debe asegurar que no se forme hielo a la entrada del compresor. [9]

Para el desarrollo del modelo del sistema regulador-turbina, se evaluó la respuesta obtenida de la potencia eléctrica generada, ante una pérdida de generación, advirtiendo características similares en diversas unidades, y resultando en una categorización de cinco tipos de respuesta, tres para las unidades de vapor (rápido, lento o nulo control de carga) y dos para las de gas (rápido o nulo control de carga).

Figura 22: Categorización de las respuestas eléctricas [7]

Para un correcto modelado de estas características, el artículo [7] resume en la siguiente tabla unos intervalos de valor para sintonizar los parámetros principales del governor empleado, obteniendo con ello sus respectivas respuestas.


Tabla 4-1: Valores de los principales parámetros del governor [7]

P I D

Código Descripción 6 �� > �=�u< ��u< �t�u< ��

T1 Rápido Control de carga 0.05 10 2 10 2 0 0.01-0.02

T2 Lento Control de carga 0.05 10 2 10 2 0 0.001-0.005

T3 Nulo Control de Carga 0.05 10 2 10 2 0 0

G1 Rápido Control de carga 0.05 0.5 0 10 2 0 0.01-0.02

G2 Nulo Control de carga 0.05 0.5 0 10 2 0 0

Por tanto, tomando como base dicho artículo [7], se aplicará el mismo criterio de modelado al SING, sistema bajo estudio en este proyecto.

4.2 Presentación y modelo del escenario

Teniendo como objetivo el estudio de la pérdida de una unidad generadora con 240 MW del SING, se ha diseñado en DIgSILENT Power Factory v15, un modelo simplificado que permite ajustar los despachos, reservas y estatismos de forma flexible y a su vez, ejecutar simulaciones dinámicas en tiempos razonables, permitiendo así diseñar los principales aspectos del esquema.

Los valores de despacho y demanda para el escenario en estudio derivan de la información técnica [10] y del Informe de Falla [6] proporcionados por el CDEC-SING.

Para el esquema simplificado de la red, se han agrupado bloques de generación según tengan la posibilidad o no de realizar control primario de frecuencia (unidades con control de velocidad y unidades sin control de velocidad). Dentro de las unidades con control primario, se diferencian atendiendo al tipo de máquina o combustible primario (turbina de vapor y turbina de gas), siendo nuevamente clasificadas según su comportamiento ante perturbaciones, resultando en tres respuestas tipo para las turbinas de vapor (rápido, lento o nulo control de carga) frente a las dos respuestas tipos de las turbinas de gas (rápido control de carga y nulo).

Para simular la perturbación, se ha procedido a la desconexión manual de un generador síncrono con una Potencia Activa de 240 MW.

Con la finalidad de aclarar el modelado realizado para la simulación de las acciones llevadas a cabo por el sistema tras la perturbación, se analizan a continuación dichas actuaciones extraídas del Informe [6].

De los datos aportados en el Informe [6] se observa que, partiendo de una situación de equilibrio, se tiene que la demanda es de 2098.7 MW.

Al producirse la pérdida de generación de la unidad U16 de 240 MW, la turbina no es capaz de actuar durante los primeros instantes, ya que la variación de la frecuencia es aún inapreciable. Esto significa que en un principio la única fuente capaz de ceder energía para atender el aumento de la demanda proviene de la energía cinética almacenada en los generadores, perdiendo así velocidad, y forzando a una apertura de la válvula de vapor o gas que alimenta la turbina, de forma que se incrementa la potencia de salida del generador. Como apoyo a este aumento de la potencia, intervienen las baterías BESS de la Central Termoeléctrica de Angamos y Andes.

Al mismo tiempo, al disminuir la frecuencia, la carga demandada también disminuye al existir cargas como los motores que varían su consumo con la frecuencia. De este modo, como consecuencia del descenso de la carga total, el aumento real de la potencia demandada es realmente menor de lo que cabría esperar.

MODELO PROPUESTO

30

No siendo suficiente con estas tres acciones, variación de la velocidad, aumento de la potencia generada y disminución de la carga con la frecuencia, para estabilizar la frecuencia, se procede a la desconexión del sistema de los clientes correspondientes mediante la operación del Esquema de Descarga Automática de Carga (EDAC), alcanzando este hasta el tercer nivel.

De este análisis de la situación, para la simulación de las distintas actuaciones que intervienen, se han modelado:

1. Aumento de la potencia generada, con los distintos sistemas regulador-turbina. En este punto se incluye la intervención de las baterías, pues se ha optado porque su aportación sea englobada o absorbida por el conjunto de los generadores.

2. Carga dinámica, con un grupo de máquinas asíncronas.

3. Operación del EDAC, mediante tres cargas estáticas.

La Figura 23 recoge el esquema simplificado de la red. Seguidamente se desarrollan cada uno de los modelos que se aplican.


Figura 23: Modelo simplificado de la red.

MODELO PROPUESTO

32

4.3 Generador síncrono y controles

Al igual que en el Capítulo 3, se hace uso de la máquina síncrona que permite incorporar los modelos de regulación y control, siendo igualmente los controles de velocidad y de tensión los implementados.

En el caso de los valores de los parámetros de la máquina síncrona, se concretan los mismos que los utilizados en el apartado 3.1.1.1 y recogidos en la Tabla 3-1.

Regulador de tensión. SEXS 4.3.1

Como se procede en la máquina síncrona, para el control de tensión se vuelve a hacer uso del modelo estándar SEXS, detallado en el apartado 3.1.1.2, con sus parámetros sintonizados en los mismos valores que los especificados en la Tabla 3-2.

Sistema Regulador-Turbina. GGOV1 4.3.2

Este punto es la base de este proyecto. La implementación de este sistema regulador-turbina y el análisis de las respuestas obtenidas es el objeto de estudio.

La siguiente figura muestra, de forma resumida, el diagrama de bloques de dicho sistema.

Figura 24: Representación de governor con variación de la potencia.

Se trata de un modelo de governor proporcional-integral-derivativo, con una realimentación de estatismo (droop) permanente. Presenta además un control de carga que regula la velocidad de referencia a través de una variación de la consigna de potencia, desarrollado este punto en la subsección 2.2.2 Este control de carga estará activado para valores de �� distinto de cero. El regulador de carga es un lazo lento que ajusta la referencia de velocidad de la turbina para mantener la potencia eléctrica a la salida de la unidad en su valor de condición inicial. El valor de referencia es el obtenido de la condición inicial del flujo de carga.

Del estudio en el artículo [7] se extraen los intervalos de valor de los parámetros característicos de este sistema regulador-turbina, resumidos en la Tabla 4-1, y cuyos correspondientes parámetros en el modelo utilizado GGOV1, son descritos en la Tabla 4-2


Tabla 4-2: Parámetros del Sistema Regulador-Turbina GGOV1.

PARÁMETRO UNIDAD DESCRIPCIÓN

r [p.u.] Estatismo.

Qw [s] Contante de retardo de la turbina.

Qx [s] Contante de adelanto de la turbina.

Uyz{| [p.u.] Ganancia proporcional del governor.

U}z{| [p.u.] Ganancia integral del governor.

UDz{| [p.u.] Ganancia derivativa del governor.

U}~� [p.u.] Ganancia control de carga.

En la Figura 25 se aprecia la complejidad de este módulo en el que interactúan diversos bloques con gran cantidad de parámetros.

Para el estudio a realizar, se sintonizarán solo aquellos parámetros característicos descritos en la Tabla 4-2, conservando para el resto de parámetros los que vienen predefinidos, permitiendo un comportamiento favorable y razonable del sistema analizado.

Así pues, los bloques involucrados en el ajuste de los parámetros principales son tres:

1. Función de transferencia de la turbina, la cual se define como

1 + S�>

1 + S��

Siendo T� y T� los parámetros responsables de diferenciar la turbina de vapor de la turbina de gas.

2. Control Proporcional-Integral-Derivativo (PID), que es la suma de los tres bloques correspondientes a las tres leyes de control: [11]

a. Proporcional (P), interviniendo con una constante por lo que no considera el tiempo. El objetivo de este control es el de disminuir el error en régimen permanente.

�=�u<

MODELO PROPUESTO

34

b. Integral (I), cuya función de transferencia es.

��u<S

Dado que en el análisis de la estabilidad, la perturbación a estudiar (pérdida de generación o de carga) es de tipo escalón, este término integrador actúa de forma cualitativa sobre el error en régimen permanente pues aumenta el tipo del sistema garantizando la anulación de dicho error.

c. Derivativo (D), con la siguiente función

S�t�u<1 . S�t�u<

Se suele anular siempre que el propio sistema presente una dinámica lenta, como sucede en este caso, pues la acción derivativa pierde efectividad y no hace más que aumentar el ruido.

3. Control de Carga, que es un control proporcional integral y cuya finalidad y funcionamiento fue detallada en la sección 2.2.2. De la ecuación 2.13 se desprende por tanto su función de transferencia

��S

Figura 25: Diagrama de bloques del regulador de velocidad GGOV1 en DIgSILENT.

gov_GGOV1: GE General Turbine-Governor model

-

-

-

-

-

- SelectorRselect

0

1

2

K x deltaKa,0.01

(1+sTa)/(1+sT..Tsa,Tsb

1/(1+sT)_w/ra..Tfload

rup

rdown

Lim <..

1.0

{K/sKiload

1.0

fix delay

(1+s

Tn)/(

1+sT

..T

c,T

b

Pt/PturbTrate

0

1

2

DelayTeng

KKturb

SelFlag

DampingDm

0

1

P_baseTrate

0

1

2

{{1/(1+sT)}}Tact

Vmax,ropen

Vmin,rclose

LVgate

0

1

2

KKpload

sK/(1+sT)Kdgov,Tdgov

K/sKigov

KKpgov

Deadband_Offs..db

maxerr

minerr

K r

1/(1+sT)Tpelec

K/s

Kim

w

s/(1+sT)Ta

(Ldref/Kturb+Wfnl)Ldref,Kturb,Wfnl

gov_GGOV1: GE General Turbine-Governor model

0

1

2

3

4

5

6

Pref

psetp

wref

dww

pturb

Pno

loss

wfn

l

xeyi12

Wp

vstr

oke

spprop

Dpmech

Dfuel

pfiltpelec

govoutput

pidout

Loadref

pilo

ad

accout

o111

Rselout

o110

o19

o18yi7yi6o17

aset

o15

yi5

o16yi4o14

floadinyi2o13

yi1

o12

o1

Pde

l

cosn

sgnn

pgt

pt

govout

DIg

SIL

EN

T


4.4 Bloques de Generación.

De acuerdo con el artículo [7], evaluando la respuesta de la potencia eléctrica de cada generador, se observan cinco respuestas características, clasificadas como T1, T2 y T3 para las unidades de vapor, y como G1 y G2 para las de gas.

Así pues, del análisis del Informe de Falla [6] estudiado, se obtiene la siguiente Tabla 4-3 que recoge los siguientes valores:

• Potencia antes de la Falla.

• Potencia después de la Falla.

• Potencia a Frecuencia Mínima.

Permitiendo, junto a la visualización de las gráficas aportadas en el mismo y recogidas en el ANEXO, una clasificación de cada unidad generadora.

A su vez, estos datos de Potencia antes y después de la falla, junto con la documentación técnica obtenida del CDEC-SING [10], permite realizar los cálculos para el modelado de la red, obteniendo una situación de partida de los generadores y la que se consigue tras la estabilización de la frecuencia y que se buscará obtener tras la actuación del sistema regulador-turbina propuesto.

Dado que en el Informe [6] se especifica que la Unidad CTTAR se encontraba operando en 60 MW y limitada a tal potencia, pese a que dicha Unidad tiene una Potencia Neta de 148,52 MW, para los cálculos se ha considerado una Potencia Neta de 60 MW.

Además, las unidades que no son clasificadas, debido al desconocimiento de la respuesta de su potencia eléctrica por omisión en el informe, se considerarán como unidades que carecen de control de velocidad, denominadas Sin Control en la Tabla 4-4, no respondiendo en modo alguno ante la perturbación.

La Tabla 4-3 queda resumida, tras la clasificación de las unidades atendiendo a la respuesta según su controlador, en la Tabla 4-4.

MODELO PROPUESTO

36

Tabla 4-3: Resumen de datos técnicos de las Unidades Generadoras.

Nombre Unidades Generadoras

Potencia antes de la Falla

(MW)

Potencia después de

la Falla (MW)

Potencia a Frecuencia Mínima

(MW)

RESPUESTA TIPO

Potencia Neta (MW)

Potencia Bruta (MW)

% Carga Inicial

%Carga Final

U14 122 123 130 T1 127.67 136.4 89% 90%

U15 119 127 130 T3 124.06 132.4 90% 96%

U16 240 0 0 274.4 280 86% 0%

CTM1 99.7 111.7 109.6 T3 154.9 165.9 60% 67%

CTM2 154.6 157.9 158.1 T3 164 175 88% 90%

CTA 156.8 159.9 163.1 T3 152.6 168.8 93% 95%

CTH 159.8 161.7 165.4 T3 153.9 170.1 94% 95%

CTM3(TG) 99 106.5 122.7 G2 151.56 156.25 63% 68%

CTM3(TV) 61.8 63.8 65.8 T1 151.56 156.25 40% 41%

NTO1 135.40 134.00 137.7 T1 127.44 136.3 99% 98%

NTO2 134.00 136.90 135.3 T3 137.87 141.04 95% 97%

ANG1 150.00 155.00 175 T2 244.032 272.36 55% 57%

ANG2 150.00 166.00 170 T2 244.271 272.6 55% 61%

CTTAR 60.00 60.00 77 T1 60 158 38% 38%

PAS2 5.50 5.50 5.5 7.5 7.52 73% 73%

PAS3 14.10 14.10 14 16 16.04 88% 88%

ME 58.60 58.60 58.6 67.714 68 86% 86%

PAM 22.40 22.00 22.2 17.5 17.5 86% 85%

TG1B 101.00 108.00 105 G1 125.44 126.74 80% 85%

TV1C 55.00 57.00 57 T1 141.07 142.4 39% 40%

La siguiente gráfica representa la reserva de la que disponen cada unidad antes de producirse la falla, y por tanto la capacidad que cada una de ellas tiene para afrontar la pérdida de la unidad U16.


Figura 26: Reserva por unidad obtenida del Informe [6]

Tabla 4-4: Resumen de datos técnicos de los Bloques de Genereación considerados.

RESUMEN INFORME FALLA 3777

Respuestas Tipo

Nº Unidades

Suma de Potencia antes de la Falla

Promedio de % Carga antes de la Falla

% Participación antes de la Falla

Suma de Potencia después de la Falla

Promedio de % Carga después de la Falla

% Participación después de la Falla

Suma de Potencia Neta

T1 5 434.2 60.99% 20.69% 437.8 61.46% 22.70% 607.74

T2 2 300 55.05% 14.29% 321 58.90% 16.64% 488.303

T3 6 823.9 86.69% 39.26% 855.1 90.06% 44.34% 887.33

G2 1 99 63.36% 4.72% 106.5 68.16% 5.52% 151.56

G1 1 101 79.69% 4.81% 108 85.21% 5.60% 125.44

Sin control 5 340.6 83.82% 16.23% 100.2 66.37% 5.20% 383.114

Total general

20 2098.7 74.87% 100.00% 1928.6 72.53% 100.00% 2643.487

De la Tabla 4-4 se concluye la gráfica representada en la Figura 27, y que promedia la reserva disponible según la clasificación realizada.

11%10%14%

40%

12%7% 6%

37%

60%

1% 5%

45%45%

62%

27%

12%14%14%20%

61%

0%

20%

40%

60%

80%

100%U

14

U1

5

U1

6

CT

M1

CT

M2

CT

A

CT

H

CT

M3

(TG

)

CT

M3

(TV

)

NT

O1

NT

O2

AN

G1

AN

G2

CT

TA

R

PA

S2

PA

S3

ME

PA

M

TG

1B

TV

1C

Reserva por Unidad

% Reserva

% Carga Inicial

MODELO PROPUESTO

38

Figura 27: Reserva por bloques de generación.

Por tanto, del análisis del Informe [6] se obtienen seis bloques de generación a modelar en la herramienta de simulación. Compartiendo todos el mismo tipo de máquina síncrona y regulador de tensión, definido en la subsección 0, cada bloque se diferencia en tres puntos clave:

• Sistema regulador-turbina, principal motivación de la clasificación y desarrollado en cada apartado de las siguientes subsecciones.

• Potencia Aparente, la cual se estima de los datos conocidos de cada una de las unidades que intervienen.

• Consigna de potencia entregada por despacho en estado estacionario.

Para determinar la Potencia Aparente a asignar a cada uno de los bloques de generación, se ha estimado, partiendo de la Tabla 4-4, del siguiente modo:

1. Se ha sumado la Potencia Neta Máxima [MW] de las unidades involucradas, Tabla 4-4

2. Se ha asumido un factor de potencia de 0.8

3. Se ha dividido la Potencia Aparente obtenida entre el número de máquinas que participan. Este tercer punto es debido a que la herramienta de simulación utilizada permite introducir los valores de los parámetros de la máquina y posteriormente indicarle el número de máquinas que operan en paralelo.

De forma similar, para la obtención de la potencia inicial entregada por despacho se procede como sigue:

1. Se ha sumado la Potencia antes de la falla de cada una de las unidades que componen cada bloque de generación y queda recogida en la Tabla 4-4.

2. Se ha dividido por el número de máquinas que forman dicho grupo.

A continuación se desarrollan los modelos de control aplicados a cada grupo de generación.

20%

37% 39%45%

13% 16%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

G1 G2 T1 T2 T3 SC

Bloques de Generación

Reserva por Bloque de Generación

Promedio de % Reserva

Promedio de % Carga Inicial


Turbina de Vapor 4.4.1

Las turbinas de vapor son utilizadas en centrales térmicas convencionales para accionar los generadores eléctricos principales así como otros equipos auxiliares tales como bombas, hogares mecánicos, ventiladores, etc. Las centrales térmicas queman combustible, típicamente carbón, pero también fueloil y gas natural, para obtener vapor a alta presión y temperatura que se hace pasar a través de la turbina de vapor produciendo energía mecánica.

Los parámetros mediante los cuales se define aquí la turbina de vapor, y que por tanto se fijan para los diferentes grupos de generación definidos en los siguientes apartados, son

Tabla 4-5: Valores de los parámetros de la turbina de vapor.


Qw 10 [s] Constante de retardo de la turbina.

Qx 2 [s] Constante de adelanto de la turbina.

4.4.1.1 Modelo bloque T1. Rápido control de carga.

A este bloque pertenecen todas las unidades cuya respuesta en potencia eléctrica responde al tipo en que se realiza un rápido control de carga

Figura 28: Característica de governor con rápido control de carga. Medición real extraída del Informe [6]

De la Figura 28Figura 28: Característica de governor con rápido control de carga. Medición real extraída del Informe se extrae que este tipo de unidades aumentan su potencia como respuesta a la pérdida de generación, pero por razones de operación se restablece su consigna de potencia a la establecida por despacho, y se hace en un corto periodo de tiempo.

Por ello, observando las gráficas del Informe [6], presentes en el ANEXO, se concluye que dichas unidades

60

65

70

75

80

85

90

95

14

:41

:01

14

:41

:08

14

:41

:15

14

:41

:23

14

:41

:30

14

:41

:36

14

:41

:41

14

:41

:42

14

:41

:43

14

:41

:43

14

:41

:43

14

:41

:43

14

:41

:46

14

:41

:53

14

:42

:00

14

:42

:08

14

:42

:15

14

:42

:22

14

:42

:29

14

:42

:36

14

:42

:43

14

:42

:50

14

:42

:58

T1

P (MW)

MODELO PROPUESTO

40

son

Tabla 4-6: Unidades con rápido control de carga, T1.

UNIDAD CENTRAL

U14 TERMOELÉTRCIA TOCOPILLA

CTM3_vapor TERMOELÉCTRICA MEJILLONES

NTO1 TERMOELÉCTRICA NORGENER

CTTAR TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ

TV1C (CC1) ATACAMA

Tanto en el caso de la central TERMOELÉCTRICA DE MEJILLONES como en la de ATACAMA, se trata de plantas de Ciclo Combinado, pero al tener estas una configuración de eje múltiple, se han considerado, para su modelado, las unidades de vapor y de gas por separado, lo cual permite la inclusión en este bloque T1, de las unidades CTM3_vapor y TV1C, ambas, turbinas de vapor de las unidades CTM3 y CC1 respectivamente.

Para conseguir una correcta simulación de este tipo de respuestas, se han adoptado los siguientes valores de los parámetros principales del governor.

Tabla 4-7: Valores de los parámetros de GGOV1 para T1

PARÁMETRO VALOR UNIDADES

r 0.05 [p.u.]

Qw 10 [s]

Qx 2 [s]

Uyz{| 10 [p.u.]

U}z{| 2 [p.u.]

UDz{| 0 [p.u.]

U}~� 0.02 [p.u.]

4.4.1.2 Modelo bloque T2. Lento control de carga.

Analizando la Figura 29, se aprecia como al igual que sucedía en el caso de las unidades con un rápido control de carga, tras el aumento de la potencia para soportar la generación perdida, se produce un restablecimiento de la potencia a su potencia original, siendo en este caso un periodo de mayor duración. Esto puede ser debido a


que como se indica en la Tabla 4-8, las unidades que responden de esta forma son de una elevada potencia instalada y posiblemente de una elevada inercia térmica, por lo que cualquier variación se produce con mayor lentitud.

Figura 29: Característica de governor con lento control de carga. Medición real extraída del Informe [6].

Un bajo valor de �� hace que la variación de la consiga de referencia sea más lenta y por tanto la potencia eléctrica tarde más en volver a su valor inicial.

Examinando los datos proporcionados en el Informe [6], son las siguientes unidades las que responden siguiendo esa pauta

Tabla 4-8: Unidades con lento control de carga, T2

UNIDAD CENTRAL

ANG1 TERMOELÉTRCIA ANGAMOS

ANG2 TERMOELÉTRCIA ANGAMOS

Para el Control de Velocidad se han adoptado los siguientes valores de los parámetros principales. Cabe destacar el bajo valor de �� considerado a fin de obtener una variación de la consiga de referencia más lenta, ocasionando por tanto que la potencia eléctrica tarde más en volver a su valor inicial.

148

153

158

163

168

173

14

:41

:01

14

:41

:09

14

:41

:14

14

:41

:16

14

:41

:20

14

:41

:22

14

:41

:23

14

:41

:23

14

:41

:24

14

:41

:24

14

:41

:24

14

:41

:28

14

:41

:35

14

:41

:43

14

:41

:51

14

:41

:59

14

:42

:06

14

:42

:14

14

:42

:22

14

:42

:29

14

:42

:33

14

:42

:38

14

:42

:44

14

:42

:52

T2

P (MW)

MODELO PROPUESTO

42

Tabla 4-9: Valores de los parámetros de GGOV1 para T2.


r 0.05 [p.u.]

Qw 10 [s]

Qx 2 [s]

Uyz{| 10 [p.u.]

U}z{| 2 [p.u.]

UDz{| 0 [p.u.]

U}~� 0.005 [p.u.]

4.4.1.3 Modelo bloque T3. Nulo control de carga.

Las unidades cuyo sistema regulador-turbina carece de control de carga son aquellas que contribuyen a la estabilización de la frecuencia aumentando su potencia eléctrica generada en la medida que su reserva se lo permite, desviando por tanto su potencia tras la perturbación del valor establecido por despacho en la situación de equilibrio previa a la falla.

Figura 30: Característica de governor sin control de carga. Medición real extraída del Informe [6].

De la revisión del Informe [6] se concluye que las unidades que responden de esta forma son las recogidas en la Tabla 4-10

98

100

102

104

106

108

110

112

114

14

:41

:01

14

:41

:05

14

:41

:11

14

:41

:17

14

:41

:23

14

:41

:28

14

:41

:33

14

:41

:35

14

:41

:39

14

:41

:41

14

:41

:41

14

:41

:42

14

:41

:43

14

:41

:48

14

:41

:53

14

:41

:57

14

:42

:02

14

:42

:08

14

:42

:13

14

:42

:18

14

:42

:24

14

:42

:29

14

:42

:33

14

:42

:39

14

:42

:44

14

:42

:49

14

:42

:55

T3

P (MW)


Tabla 4-10: Unidades con nulo control de carga, T3.

UNIDAD CENTRAL

U15 TERMOELÉTRCIA TOCOPILLA

CTM1 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES

CTM2 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES

CTA TERMOELÉCTRICA ANDINA

CTH TERMOELÉCTRICA HORNITOS

NTO2 TERMOELÉCTRICA NORGENER

Para el governor se han adoptado los siguientes valores de los parámetros principales

Tabla 4-11: Valores de los parámetros de GGOV1 para T3.


r 0.05 [p.u.]

Qw 10 [s]

Qx 2 [s]

Uyz{| 10 [p.u.]

U}z{| 2 [p.u.]

UDz{| 0 [p.u.]

U}~� 0 [p.u.]

MODELO PROPUESTO

44

Turbina de Gas 4.4.2

Las centrales con turbinas de gas apenas tienen inercia térmica por lo que se utilizan como centrales de punta o como centrales de reserva, es decir para sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas o térmicas de base en el caso de escasez de agua o de avería.

Los distintos grupos, descritos en los siguientes apartados, tienen en común el valor de los parámetros que caracterizan la turbina de gas.

Tabla 4-12: Valores de los parámetros de la turbina de gas.

PARÁMETRO VALOR UNIDADES DESCRIPCIÓN

Qw 0.5 [s] Constante de retardo de la turbina.

Qx 0 [s] Constante de adelanto de la turbina.

4.4.2.1 Modelo bloque G1. Rápido control de carga.

Tal y como quedó explicado en al apartado Modelo bloque T1. Rápido control de carga.4.4.1.1, al tratarse la central CC1 de una planta de Ciclo Combinado multieje, se han modelado separadamente las unidades de vapor y de gas. Es por ello que a este bloque de generación pertenece la unidad TG1B, pues su respuesta en potencia eléctrica se corresponde con la característica clasificada como G1 en el artículo [7], governor con rápido control de carga.

Figura 31: Característica de governor con rápido control de carga. Medición real extraída del Informe [6]

El manejo de la válvula lo realiza el control de carga/velocidad sujeto a un límite máximo dado por el límite de temperatura, límite que varía con las condiciones de operación (temperatura ambiente) y que en este caso fuerza a una reducción de su potencia a su valor de consigna original.

Los valores elegidos para sus parámetros principales son

100

101

102

103

104

105

106

107

108

109

14

:41

:01

14

:41

:08

14

:41

:16

14

:41

:24

14

:41

:31

14

:41

:37

14

:41

:39

14

:41

:40

14

:41

:42

14

:41

:44

14

:41

:46

14

:41

:48

14

:41

:55

14

:42

:02

14

:42

:14

14

:42

:21

14

:42

:34

14

:42

:41

14

:42

:53

G1

P (MW)


Tabla 4-13: Valores de los parámetros de GGOV1 para G1.


r 0.05 [p.u.]

Qw 0.5 [s]

Qx 0 [s]

Uyz{| 10 [p.u.]

U}z{| 2 [p.u.]

UDz{| 0 [p.u.]

U}~� 0.02 [p.u.]

4.4.2.2 Modelo bloque G2. Nulo control de carga.

Al igual que en el caso de la central CC1, se puede dividir el modelado de la central de Ciclo Combinado CTM3 en turbina de vapor y turbina de gas, respondiendo esta última, CTM3_gas, ante la perturbación evaluada, según un governor sin control de carga.

Figura 32: Característica de governor sin control de carga. Medición real extraída del Informe [6]

Asignando a sus parámetros los siguientes valores

95

100

105

110

115

120

125

130

135

14

:41

:01

14

:41

:11

14

:41

:21

14

:41

:31

14

:41

:39

14

:41

:41

14

:41

:42

14

:41

:42

14

:41

:43

14

:41

:44

14

:41

:44

14

:41

:49

14

:41

:58

14

:42

:07

14

:42

:17

14

:42

:27

14

:42

:37

14

:42

:47

14

:42

:56

G2

P (MW)

MODELO PROPUESTO

46

Tabla 4-14: Valores de los parámetros de GGOV1 para G2.


r 0.05 [p.u]

Qw 0.5 [s]

Qx 0 [s]

Uyz{| 10 [p.u]

U}z{| 2 [p.u]

UDz{| 0 [p.u]

U}~� 0 [p.u]

Sin Control. 4.4.3

En este bloque se han introducido todas aquellas unidades presentes en el informe que carecen de un control de velocidad

Tabla 4-15: Unidades sin control de velocidad, SC.

UNIDAD CENTRAL

PAS2 POZO ALMONTE SOLAR 2

PAS3 POZO ALMONTE SOLAR 3

ME MARIA ELENA FV

PAM PLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO MEJILLONES

4.5 Modelado de la perturbación.

Para modelar la perturbación se ha procedido a la desconexión de un generador síncrono con una Potencia Activa de 240 MW, programando un evento a los cinco segundos de comenzar la simulación.


Figura 33: Modelo unidad U16 antes de la perturbación.

Figura 34: Desconexión del modelo de unidad U16 en DIgSILENT

4.6 Modelo de la demanda.

Para el modelado de la demanda se precisan dos tipos de carga, una que varía con la frecuencia y otra estática.

Modelado de la carga dinámica. 4.6.1

Cargas dinámicas son consideradas aquellas que varían su consumo con la frecuencia, como es el caso de motores.

Para el modelado de esta carga se ha hecho uso de un grupo de máquinas asíncronas, siendo finalmente 5000 máquinas de 250 kW, demandando así en la situación de equilibrio inicial 1250 MW y alcanzando tras el restablecimiento del equilibrio una demanda de 1193.5 MW.

Por consiguiente, se alcanza una disminución de la carga tal que la potencia final generada tras el restablecimiento de la frecuencia se asemeje a la carga final indicada en el Informe [6].

MODELO PROPUESTO

48

Modelado de EDAC. 4.6.2

El servicio complementario de EDAC por subfrecuencia, corresponde al esquema de control que emite órdenes de desenganche sobre distintos interruptores que alimentan consumos, previa operación de un relé de subfrecuencia con medida local. [12]

Del informe se puede extraer qué clientes sufren la pérdida de abastecimiento por desprendimiento de carga al haber alcanzado la frecuencia límite por escalón, quedando resumido en la Tabla 4-16.

Tabla 4-16: Resumen de desconexión de carga.

MW Centros de Control Total general

Nº EDAC E-CL AES GENER Enorchile Collahuasi Gasatacama

1 (49 Hz) 2.4 1.2 1.7 5 0 10.3

2 (48.9 Hz) 40 0 0 0 0 40

3 (48.8 Hz) 12 19.69 0 0 1.5 33.19

Total general 54.4 20.89 1.7 5 1.5 83.49

De este modo se modelan cuatro cargas estáticas. Tres de ellas toman los valores correspondientes a los tres escalones de descarga. A la cuarta se le asigna el valor restante hasta completar el equilibrio entre generación y demanda, (deducido de la potencia en generación extraído del informe) alcanzado tras las actuaciones realizadas que se indica en el informe. Para concluir el valor de esta cuarta carga estática hay que tener en consideración el modelado de la carga dinámica, que representa la variación de la carga con la frecuencia, y que fue desarrollada en la subsección 4.6.1 .

Figura 35: Carga dinámica antes de

la falla

Figura 36: Carga dinámica después

de la falla


Figura 37: Modelo carga estática.

Para modelar la operación de desconexión, se ha observado la simulación de la frecuencia al producirse el desenganche de los 240 MW de generación, advirtiendo el instante de tiempo en que alcanza las subfrecuencias límite para la actuación de los relés.

Tabla 4-17: Tiempos de actuación de EDAC.

EDAC CARGA TIEMPO (s)

I 10.3 8.5

II 40 38.2

III 33.2 78.4

Así, resulta en la programación de tres eventos consecutivos para la desconexión manual de las cargas evitando por tanto la utilización de relés en el modelo.

Figura 38: Desconexión de carga en DIgSILENT.

51

5 SIMULACIÓN Y RESULTADOS

n este capítulo se describe la simulación llevada a cabo y se presentan los resultados en la Base de Datos modelada con los Sistemas Regulador-Turbina propuestos y descrita en el capítulo anterior.

El fundamento de realizar este estudio está en demostrar la eficacia de dicho modelo de sistema regulador-turbina, para lo cual se analizará la frecuencia obtenida en la simulación, así como realizará un estudio de los modelos implementados para formar el esquema simplificado del SING.

Por último, se realizará una comparación del modelo propuesto con el que comúnmente es implementado para el estudio de frecuencia.

5.1 Simulación

En el análisis de la respuesta del sistema tras la perturbación, intervienen numerosas ecuaciones algebraicas y diferenciales, por lo que para el estudio de estabilidad transitoria se precisa una simulación de dominio de tiempo utilizando la integración numérica paso a paso de las ecuaciones diferenciales no lineales.

Una vez definido el modelo del SEP del SING se procede a la simulación del escenario a estudiar. Para ello se obtienen las condiciones iniciales necesarias para la integración numérica simulando flujos de potencia, estableciendo como valores de despacho los calculados en la sección 4.4 y recogidos en la Tabla 5-1

Especificados los datos de control del programa (método de simulación “RMS/EMT values electromechanical Transients” y paso de integración de 0.01 s), se ejecuta la simulación de duración 300 segundos para poder observar claramente el establecimiento de la frecuencia.

Con todo, se obtienen los resultados que serán analizados en la siguiente sección.

5.2 Resultados

Potencia Mecánica de la Turbina 5.2.1

En esta sección se comenzará realizando un análisis cuantitativo de los resultados obtenidos en la simulación tras la perturbación y una vez establecida la frecuencia, y se compararán con los extraídos del Informe [6].

Tal y como se describe en detalle en el Capítulo 4, para el modelado de la red se dividió la generación del SING en seis grandes bloques, atendiendo al tipo de respuesta que ofrecían las turbinas generadoras. De este modo la Tabla 5-1 recoge los datos de partida y los resultados obtenidos en la simulación del modelo propuesto de cada uno de esos bloques de generación ante la pérdida de 240 MW en la Central Térmica de Tocopilla y Andes .

E

SIMULACIÓN Y RESULTADOS

52

Tabla 5-1: Valores obtenidos en la simulación del Modelo Propuesto.

DATOS SIMULACIÓN

Nº Uds

Por cada unidad del Bloque Despacho

Total

(MW)

Carga Inicial

(%)

Particip

(%)

P Final

(MW)

Carga Final

(%)

Particip

(%) S

(MVA)

f.p. Pn (MW)

Despacho

(MW)

T1 5 153 0.8 122.4 86.84 434.2 71% 21% 434 71% 22%

T2 2 305.2 0.8 244.2 150 300 61% 14% 300.1 61% 15%

T3 6 184.9 0.8 147.9 137.32 823.92 93% 39% 875.8 99% 45%

G1 1 156.8 0.8 125.4 101 101 81% 5% 101.1 81% 5%

G2 1 187 0.8 149.6 99 99 66% 5% 146 98% 7%

SC 2 89.4 0.8 71.52 50.3 100.6 70% 5% 100.5 70% 5%

U16 3 100 0.8 80 80 240 100% 11% 0 0% 0%

Total 20 2098.72 77% 100% 1957.5 100%

A continuación se presenta en la Tabla 5-2 una comparación de los datos obtenidos tras la simulación del modelo propuesto de la Tabla 5-1 y los datos extraídos del Informe [6] y recogidos en la Tabla 4-4.

Dado que todos los generadores están modelados con idéntico estatismo, su contribución a compensar el desbalance será proporcional a su potencia nominal.


Tabla 5-2: Comparación de valores Reales Medidos con valores en la Simulación del Modelo Propuesto.

MW Real Simulación

Pre Post Particip Final Pre Post Particip Final

T1 434.2 437.8 22 % 434.2 434 22 %

T2 300 321 16 % 300 300.1 15 %

T3 823.9 855.1 44 % 823.9 875.8 45 %

G1 101 108 6 % 101 101.1 5 %

G2 99 106.5 5 % 99 146 7 %

SC 100.6 100.2 5 % 100.6 100.5 5 %

U16 240 0 0 % 240 0 0 %

BESS 0 28.17 1 % 0 0 0 %

Total 2098.7 1956.77 100 % 2098.7 1957.5 100 %

Analizando los totales se tiene que, partiendo de una misma generación, en la simulación se ha conseguido alcanzar una buena aproximación a la situación final presentada en el Informe [6] gracias a un correcto modelado de la carga dinámica. Aclarar que la situación final obtenida en la simulación es obtenida trascurridos 300 segundos y estabilizada la frecuencia. En el caso del Informe [6], se desconoce el instante en que fueron medidas las potencias, pero se considera que igualmente será una vez alcanzada la estabilidad.

Por su parte, analizando la participación que cada bloque tiene en la generación tras alcanzarse la estabilidad, se pueden apreciar en los gráficos de la Figura 39 y de la Figura 40, que la implicación por bloques de generación según se clasificó a partir del Informe [6] es prácticamente la misma que la obtenida en la simulación.

Figura 39: Participación tras perturbación (Simulación)

22%

15%

45%

5%7% 5%

Simulación

T1

T2

T3

G1

G2

SIN CONTROL


54

Figura 40: Participación tras perturbación (Informe)

Focalizando el estudio ahora en la componente dinámica del mismo, se analizarán las respuestas obtenidas tras la integración del sistema modelado.

Tal y como se ha destacado a lo largo de este proyecto, el objeto del mismo es analizar el uso de un control de velocidad que incluye control de carga en el modelado del SING. Haciendo hincapié en que la novedad frente a otros modelos de governor es la intervención de dicho control sobre la consigna de potencia de la turbina y que fue desarrollado en las subsecciones 2.2.2 y 4.3.2, hay que tener presente que dicho lazo de control actúa sobre la consigna de potencia mecánica de la turbina, por lo que a continuación se analizan los resultados obtenidos en por unidad de esta magnitud.

Figura 41: Potencia Mecánica (p.u.)

En esta gráfica se puede apreciar cómo prácticamente se ha conseguido una estabilización del sistema trascurridos unos 3 minutos. Para un mejor análisis de los resultados se emplearán gráficas con menor tiempo de simulación para analizar el transitorio.

22%

16%

44%

6%5% 5%

1%

Informe

T1

T2

T3

G1

G2

SC

BESS

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

T1: Turbine Power in p.u.T2: Turbine Power in p.u.T3: Turbine Power in p.u.G2: Turbine Power in p.u.G1: Turbine Power in p.u.Sin Control: Turbine Power in p.u.


Figura 42: Zoom Potencia Mecánica. (p.u.)

En la Figura 42 se distinguen con mayor claridad las distintas clasificaciones llevadas a cabo en el modelado:

1. Turbinas con control de velocidad y turbinas sin control de velocidad. Este último grupo de generadores es el representado por la gráfica magenta. Se aprecia cómo se mantiene plana ante la perturbación mientras que el resto de gráficas responde con un aumento de su potencia mecánica.

2. Turbinas de vapor y turbinas de gas. Esta clasificación viene diferenciada por la pendiente de subida de las distintas gráficas que refleja la resistencia a la aceleración de la turbina al producirse la caída en frecuencia del sistema. Los bloques que modelan las unidades de gas tienen una mayor pendiente que los que modelan las unidades de vapor, y esto es debido a que las unidades de vapor tienen una mayor inercia térmica y por tanto tardan más en reaccionar ante la perturbación.

3. Clasificación según los valores de �� de los controles de velocidad. Esta última clasificación se aprecia en la capacidad de los controles de velocidad de restablecer el valor de consigna de potencia o no, y en caso afirmativo, en la pendiente de bajada tras la primera sobreoscilación.

A continuación, se presentan por separado, tras hacer una primera clasificación según el combustible utilizado en la turbina, dos gráficas que recogen las tres respuestas tipo de la turbina de vapor en la Figura 43 y las dos respuestas tipo de la turbina de gas en la Figura 44.

1.27E+21.02E+27.64E+15.09E+12.55E+1-8.29E-3 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500



56

Figura 43: Potencia mecánica (p.u.) de las unidades de vapor.

Analizando cada gráfica:

• T1, rápido control de la carga. Esto es apreciable en la mayor pendiente de bajada en la gráfica roja frente a las otras dos.

• T2, lento control de carga. Este es el caso de la gráfica verde, que si bien consigue reducir su potencia, lo hace trascurrido un tiempo mayor que en el caso de T1.

• T3, nulo control de carga. En este caso estamos ante un control de velocidad convencional en el que el parámetro introducido para modelar el control de carga se ha considerado nulo, demostrando en este caso su ineficacia para restablecer su potencia a su valor nominal. Por otro lado, hay que destacar que estos generadores sin control de carga son los que absorben el grueso de la generación perdida para satisfacer la demanda, por lo que son generadores que deben tener una gran reserva para poder hacer frente a perturbaciones severas.

1.27E+21.02E+27.64E+15.09E+12.55E+1-8.29E-3 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

T1: Turbine Power in p.u.T2: Turbine Power in p.u.T3: Turbine Power in p.u.


Figura 44: Potencia mecánica (p.u.) de las unidades de gas.

Al igual que sucede en el caso de las unidades de vapor, en el caso de las unidades de gas se distinguen dos respuestas tipo:

• G1, rápido control de carga. Se aprecia en la gráfica celeste como la unidad consigue restablecer su potencia y en un corto periodo de tiempo.

• G2, nulo control de carga. Sucede lo mismo que en el caso de la turbina de vapor, al carecer de control de carga, no es posible realizar el control secundario. Igualmente, junto con las turbinas de vapor de la misma característica serán las que abastecerán la demanda excedente.

Potencia Eléctrica 5.2.2

A continuación se analizará cómo varía la potencia eléctrica de cada grupo modelado ante la perturbación y cómo se refleja en esta la acción de los controles de velocidad.

Comenzando por el grupo Sin Control de velocidad, en la Figura 45 se aprecia como al no ejercer ningún tipo de control sobre su turbina mecánica, tal y como es distinguible en la gráfica verde, la Potencia Eléctrica entregada sufre un pico pese a que carece de control de velocidad, y rápidamente vuelve a su valor nominal. Esto es debido a que como se extrae de la ecuación (3.1), la potencia activa generada está relacionada, de manera no lineal, con el ángulo interno del generador, ángulo por el cual el rotor del generador adelanta al campo giratorio del estator. Ante un cambio en la frecuencia del estator, dicho ángulo varía, Figura 46, y por tanto varía también la potencia eléctrica entregada. Es por esto que se produce la sobreoscilación advertida en la gráfica de la Figura 45 ante la caída de la frecuencia del sistema.

1.27E+21.02E+27.64E+15.09E+12.55E+1-8.29E-3 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

G2: Turbine Power in p.u.G1: Turbine Power in p.u.


58

Figura 45: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades sin control de velocidad.

Figura 46: Variación del ángulo del rotor.

En el caso de las unidades con sistema regulador-turbina, es posible distinguir entre las unidades de vapor y las de gas pues, mientras tras la perturbación las primeras tienden a bajar su potencia eléctrica, las de gas, suben.

116.1193.40670.70347.99925.2962.5926 [s]

0.83

0.80

0.77

0.74

0.71

0.68

Sin Control: Electrical Power in p.u.Sin Control: Turbine Power in p.u.

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

25.00

24.00

23.00

22.00

21.00

20.00

Sin Control: Rotor angle with reference to reference bus voltage in deg


Figura 47: Potencia eléctrica de las unidades con control de velocidad.

Esto puede ser explicado por los valores aplicados a la función de transferencia que define la turbina

1 . S�>1 . S��

Tabla 5-3: Valores función de Transferencia de la Turbina

PARÁMETRO VALOR

UNIDAD DESCRIPCIÓN VAPOR GAS

T� 10 0.5 [s] Contante de retardo de la turbina.

T� 2 0 [s] Contante de adelanto de la turbina.

Como se aprecia, la constante de retardo en la turbina de gas es muy inferior frente a la de vapor.

A continuación se presentan, al igual que se hizo para el grupo de generadores que carece de sistema regulador-turbina, la potencia eléctrica y la mecánica de cada bloque modelado. Partiendo de la Figura 48 en la que se concluye que se alcanza una estabilidad, las siguientes figuras a analizar se centraran en el transitorio de los primeros segundos.

15.21313.09010.9678.84346.72014.5968 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500

T1: Electrical Power in p.u.T2: Electrical Power in p.u.T3: Electrical Power in p.u.G2: Electrical Power in p.u.G1: Electrical Power in p.u.Sin Control: Electrical Power in p.u.

DIg

SIL

EN

T


60

Figura 48: Potencia eléctrica de las unidades con governor.

Figura 49: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con rápido control de carga, T1.

En la Figura 49, así como en las sucesivas que representan la energía eléctrica y la mecánica de cada grupo generador, se aprecia cómo la potencia eléctrica reacciona de forma inmediata mientras que la mecánica requiere de algunos segundos. Esto se explica pues las contantes de tiempo mecánicas son mayores que las eléctricas, y por tanto presentan una dinámica más lenta. Por este mismo motivo, es más fácilmente apreciable la operación del EDAC en la potencia eléctrica.

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500


DIg

SIL

EN

T

88.35870.99153.62336.25518.8881.5200 [s]

0.84

0.80

0.76

0.72

0.68

0.64

T1: Electrical Power in p.u.T1: Turbine Power in p.u.


Figura 50: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con lento control de carga, T2.

Figura 51: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de vapor con nulo control de carga, T3.

88.35870.99153.62336.25518.8881.5200 [s]

0.79

0.74

0.69

0.64

0.59

0.54


88.35870.99153.62336.25518.8881.5200 [s]

1.07

1.04

1.01

0.98

0.95

0.92



62

Figura 52: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de gas con control de carga, G1.

Figura 53: Potencia eléctrica y mecánica de las unidades de gas con nulo control de carga, G2.

88.35870.99153.62336.25518.8881.5200 [s]

1.00

0.95

0.90

0.85

0.80

0.75

G1: Electrical Power in p.u.G1: Turbine Power in p.u.

88.35870.99153.62336.25518.8881.5200 [s]

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

G2: Electrical Power in p.u.G2: Turbine Power in p.u.


Frecuencia 5.2.3

Una vez analizada la respuesta en potencia de las distintas unidades generadoras, se busca la validación del sistema regulador-potencia modelado mediante un análisis de la frecuencia del sistema.

Por un lado se analiza la respuesta de la frecuencia ante la pérdida de la U16 con 240 MW de generación, recogida en el Informe [6] y representada en la Figura 54. En ella se observa cómo la actuación de los controles de velocidad de las turbinas que quedan en servicio, la disminución de la carga con la frecuencia y el aporte de potencia activa por parte de las baterías no resultan suficiente para estabilizar la frecuencia. Por ello, alcanzando ésta el valor de 48.9 Hz, opera el II Escalón con la pérdida aproximada de 50 MW, resultando insuficiente igualmente y llegando a intervenir de nuevo con la desconexión de alrededor de 33 MW una vez alcanzados los 48.8 Hz. De esta manera se consigue una fluctuación de la frecuencia entorno a este último valor, pudiendo asumir que se ha alcanzado el equilibrio buscado en el CPF. A partir de este momento comienza la actuación del CSF, con el fin de restablecer la frecuencia a su valor nominal.

Figura 54: Frecuencia extraída del Informe [6]

La Figura 55 muestra la frecuencia obtenida tras la simulación del modelo propuesto. Se aprecia cómo se ha logrado una estabilización de la frecuencia y una leve recuperación de la misma debido al aporte de potencia por parte de los generadores que responden con su reserva así como a la disminución de la demanda dada la disminución de la carga que depende de la frecuencia.

48.9148.83

48.81

48.5

48.7

48.9

49.1

49.3

49.5

49.7

49.9

50.1

50.3

14

:41

:01

14

:41

:45

14

:42

:13

14

:42

:40

14

:43

:01

14

:43

:25

14

:44

:02

14

:44

:39

14

:45

:10

14

:45

:58

14

:46

:41

14

:47

:15

14

:48

:10

14

:48

:51

14

:49

:31

14

:50

:20

14

:50

:52

14

:51

:39

Hz

S

Informe

Informe


64

Figura 55: Frecuencia obtenida en la simulación del modelo propuesto.

Comparando con la frecuencia medida en el SING, Figura 54, se tiene la Figura 56, de donde se puede concluir que mediante la implementación del modelo propuesto de consigue una muy buena aproximación de la realidad.

Cabe destacar que mientras que la frecuencia simulada con el modelo propuesto se estabiliza en un valor inferior al nominal, la tendencia en la gráfica del Informe [6] es la de restituirla a dicho valor. Esto es así dado que en el estudio simplificado llevado a cabo no se ha tenido en cuenta la intervención del Control Secundario de Frecuencia, responsable de retornar la frecuencia a su valor de operación normal.

Figura 56: Comparación de Frecuencia real y simulada con el Modelo Propuesto.

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70

Single Busbar(6)\HV: Electrical Frequency in Hz

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

14

:41

:01

14

:41

:45

14

:42

:13

14

:42

:40

14

:43

:01

14

:43

:25

14

:44

:02

14

:44

:39

14

:45

:10

14

:45

:58

14

:46

:41

14

:47

:15

14

:48

:10

14

:48

:51

14

:49

:31

14

:50

:20

14

:50

:52

14

:51

:39

Hz

s

Informe

Modelo Propuesto


Carga dinámica 5.2.4

Una vez conocida la respuesta de la frecuencia, es necesario verificar y validar la carga dinámica modelada. En la simulación de la misma se ha obtenido la Figura 57, en la que se aprecia cómo la potencia activa varía con la frecuencia

Figura 57: Comparación carga dinámica y frecuencia.

En la Figura 58 se aprecia tal y como se explicó en el Capítulo 3, como al disminuir la frecuencia, disminuye la carga dinámica y por tanto la carga total demandada, alcanzando, tras la estabilización por acción de los controles, una demanda de 1193.48 MW

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

1.02

0.99

0.96

0.93

0.90

0.87

Carga Dinámica: Active power in p.u.Single Busbar(6)\HV: Electrical Frequency


66

Figura 58: Disminución de la demanda por la disminución de la frecuencia.

EDAC 5.2.5

La intervención del EDAC en el SING ante la falla producida se debió a la incapacidad por parte del control de velocidad unido a la disminución de carga por la frecuencia y el aporte de las baterías para estabilizar la frecuencia.

En el modelo simplificado de la red llevado a cabo, se han incluido dichos desprendimientos de carga consiguiendo la frecuencia analizada en la subsección 5.2.3

Como se explicó en la subsección 4.6.2, para el modelado de tal acción, a fin de evitar la utilización de relés, se observó la caída de frecuencia y se programaron tres eventos de desconexión de carga equivalente a las desprendidas por cada escalón según se recoge en el Informe [6].

La Figura 59 evidencia como sin la intervención del EDAC el sistema alcanza valores inadmisibles por subfrecuencia, por lo que se precisa la desconexión de carga.

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

1320.00

1280.00

1240.00

1200.00

1160.00

1120.00

Carga Dinámica: Total Active Power in MW

4.500 s1250.000 MW

298.222 s1193.516 MW


Figura 59: Frecuencia sin intervención EDAC

Finalmente, en la Figura 60, se ha conseguido que la frecuencia, una vez han actuado los distintos niveles de descarga, recupere parte de su valor, debido a la acción del control de velocidad, y se estabilice entorno a los 49.25 Hz.

Figura 60: Frecuencia operando tres escalones de descarga.

299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

50.40

49.90

49.40

48.90

48.40

47.90


299.99239.97179.96119.9459.918-0.1000 [s]

50.20

49.90

49.60

49.30

49.00

48.70


8.742 s48.998 Hz

38.012 s48.902 Hz 78.202 s

48.789 Hz


68

5.3 Comparación con el Modelo Clásico

El modelo de sistema regulador-turbina empleado, GGOV1, incorpora un parámetro,��, que permite una mayor versatilidad a la hora de representar las distintas respuestas, que por razones de operación, son llevadas a cabo desde las salas de control de las plantas de generación.

Tal y como se concluye del amplio estudio llevado a cabo por Les Pereira et al. [7], tras exhaustivos estudios de sensibilidad a la variación de los distintos parámetros del controlador, los principales actores que intervienen en la respuesta obtenida son la correcta clasificación y categorización de las unidades según su respuesta, así como el valor sintonizado para el parámetro ��.

Por ello, con la finalidad de contrastar los resultados obtenidos para un modelo clásico y los obtenidos con el modelo propuesto, se procede a una simulación con la misma topología de la red diseñada para el modelo propuesto, esta vez anulando el efecto del control de carga (�� ! 0$. Un valor nulo de �� se corresponde con un modelo convencional de sistema regulador-turbina, en el que la unidad generadora responde con su capacidad de reserva. Este es el caso de las respuestas obtenidas con los controladores clásicos, tómese de ejemplo el TGOV1 desarrollado en el Capítulo 3.

Figura 61: Frecuencia obtenida en la simulación del modelo clásico.

91.61973.29454.96836.64318.317-0.0083 [s]

50.30

50.00

49.70

49.40

49.10

48.80



Figura 62: Comparación de frecuencias obtenidas en Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Figura 63: Comparación de frecuencias Real y obtenidas en Simulación de Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

La Figura 63 refleja cómo con el modelo que incorpora el control de carga de la turbina se obtiene una frecuencia más próxima a la registrada por los equipos de medida.

En la Figura 64 se recoge la respuesta mecánica de cada grupo generador al modelar con un sistema regulador-turbina que carece de control de carga. Se observa cómo todos elevan su potencia y la mantienen, contribuyendo a la rápida recuperación de la frecuencia apreciada en la Figura 61.

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

14

:41

:00

14

:41

:17

14

:41

:35

14

:41

:53

14

:42

:10

14

:42

:28

14

:42

:45

14

:43

:03

14

:43

:20

14

:43

:38

14

:43

:55

14

:44

:13

14

:44

:30

14

:44

:48

14

:45

:05

14

:45

:23

14

:45

:40

Hz

s

Modelo Clásico

Modelo Propuesto

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

48.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

14

:41

:01

14

:41

:45

14

:42

:13

14

:42

:40

14

:43

:01

14

:43

:25

14

:44

:02

14

:44

:39

14

:45

:10

14

:45

:58

14

:46

:41

14

:47

:15

14

:48

:10

14

:48

:51

14

:49

:31

14

:50

:20

14

:50

:52

14

:51

:39

Hz

s

Informe

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


70

Figura 64: Potencias mecánicas obtenidas en la simulación del Modelo Clásico.

Se comparan a continuación las potencias mecánicas obtenidas para cada grupo según los distintos sistemas regulador-turbina.

Figura 65: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con rápido control de carga, T1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

91.61973.29454.96836.64318.317-0.0083 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500


0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

14

:41

:00

14

:41

:05

14

:41

:09

14

:41

:14

14

:41

:19

14

:41

:24

14

:41

:28

14

:41

:33

14

:41

:38

14

:41

:43

14

:41

:47

14

:41

:52

14

:41

:57

14

:42

:02

14

:42

:06

14

:42

:11

14

:42

:16

14

:42

:21

14

:42

:25

p.u

.

s

T1

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


Figura 66: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con lento control de carga, T2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Figura 67: Comparación potencia mecánica de las turbinas de vapor con nulo control de carga, T3, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

0.55

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

14

:41

:00

14

:41

:05

14

:41

:10

14

:41

:15

14

:41

:20

14

:41

:25

14

:41

:30

14

:41

:35

14

:41

:40

14

:41

:45

14

:41

:50

14

:41

:55

14

:42

:00

14

:42

:05

14

:42

:10

14

:42

:15

14

:42

:20

14

:42

:25

14

:42

:30

p.u

.

s

T2

Modelo Clásico

Modelo Propuesto

0.925

0.935

0.945

0.955

0.965

0.975

0.985

0.995

14

:41

:00

14

:41

:05

14

:41

:09

14

:41

:14

14

:41

:19

14

:41

:24

14

:41

:28

14

:41

:33

14

:41

:38

14

:41

:43

14

:41

:47

14

:41

:52

14

:41

:57

14

:42

:02

14

:42

:06

14

:42

:11

14

:42

:16

14

:42

:21

14

:42

:25

p.u

.

s

T3

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


72

Figura 68: Comparación potencia mecánica de las turbinas de gas con nulo control de carga, G2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Figura 69: Comparación potencia mecánica de las turbinas de gas con control de carga, G1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Se presentan a continuación, Figura 70, los resultados obtenidos para la potencia eléctrica sin modelar el control de carga (Modelo Clásico).

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

14

:41

:00

14

:41

:05

14

:41

:09

14

:41

:14

14

:41

:19

14

:41

:24

14

:41

:28

14

:41

:33

14

:41

:38

14

:41

:43

14

:41

:47

14

:41

:52

14

:41

:57

14

:42

:02

14

:42

:06

14

:42

:11

14

:42

:16

14

:42

:21

14

:42

:25

p.u

.

s

G2

Modelo Clásico

Modelo Propuesto

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

14

:41

:00

14

:41

:05

14

:41

:09

14

:41

:14

14

:41

:19

14

:41

:24

14

:41

:28

14

:41

:33

14

:41

:38

14

:41

:43

14

:41

:47

14

:41

:52

14

:41

:57

14

:42

:02

14

:42

:06

14

:42

:11

14

:42

:16

14

:42

:21

14

:42

:25

p.u

.

s

G1

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


Figura 70: Potencias eléctrica obtenidas en la simulación del Modelo Clásico.

Las siguientes figuras comparan las respuestas eléctricas obtenidas con cada uno de los modelos para cada bloque de generación.

Figura 71: Comparación potencia eléctrica de las unidades con rápido control de carga, T1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

91.61973.29454.96836.64318.317-0.0083 [s]

1.125

1.000

0.875

0.750

0.625

0.500


DIg

SIL

EN

T

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

14

:41

:00

14

:41

:04

14

:41

:09

14

:41

:13

14

:41

:18

14

:41

:22

14

:41

:27

14

:41

:31

14

:41

:36

14

:41

:40

14

:41

:45

14

:41

:50

14

:41

:54

14

:41

:59

14

:42

:03

14

:42

:08

14

:42

:12

14

:42

:17

14

:42

:21

14

:42

:26

p.u

.

s

T1

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


74

Figura 72: Comparación potencia eléctrica de las unidades con lento control de carga, T2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Figura 73: Comparación potencia eléctrica de las unidades sin control de carga, T3, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

0.55

0.6

0.65

0.7

0.75

0.81

4:4

1:0

0

14

:41

:04

14

:41

:09

14

:41

:13

14

:41

:18

14

:41

:22

14

:41

:27

14

:41

:31

14

:41

:36

14

:41

:40

14

:41

:45

14

:41

:50

14

:41

:54

14

:41

:59

14

:42

:03

14

:42

:08

14

:42

:12

14

:42

:17

14

:42

:21

14

:42

:26

p.u

.

s

T2

Modelo Clásico

Modelo Propuesto

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

14

:41

:00

14

:41

:04

14

:41

:09

14

:41

:13

14

:41

:18

14

:41

:22

14

:41

:27

14

:41

:31

14

:41

:36

14

:41

:40

14

:41

:45

14

:41

:50

14

:41

:54

14

:41

:59

14

:42

:03

14

:42

:08

14

:42

:12

14

:42

:17

14

:42

:21

14

:42

:26

p.u

.

s

T3

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


Figura 74: Comparación potencia eléctrica de las unidades de gas sin control de carga, G2, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

Figura 75: Comparación potencia eléctrica de las unidades de gas con control de carga, G1, obtenidas en las simulaciones con Modelo Clásico y Modelo Propuesto.

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

11

4:4

1:0

0

14

:41

:04

14

:41

:09

14

:41

:13

14

:41

:18

14

:41

:22

14

:41

:27

14

:41

:31

14

:41

:36

14

:41

:40

14

:41

:45

14

:41

:50

14

:41

:54

14

:41

:59

14

:42

:03

14

:42

:08

14

:42

:12

14

:42

:17

14

:42

:21

14

:42

:26

p.u

.

s

G2

Modelo Clásico

Modelo Propuesto

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

14

:41

:00

14

:41

:04

14

:41

:09

14

:41

:13

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.

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G1

Modelo Clásico

Modelo Propuesto


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6 CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS

ste capítulo presenta las conclusiones extraídas del análisis realizado sobre las simulaciones obtenidas, así como una relación de posibles líneas de estudio tomando como base el trabajo realizado en este proyecto.

6.1 Conclusiones

Partiendo de un sistema simplificado en el que se ha hecho uso de un modelo de turbina térmica que tradicionalmente es implementado en las simulaciones de sistemas eléctricos de potencia, TGOV1, ha sido posible realizar un análisis del efecto que la variación de los principales parámetros que conforman dicho modelo causan sobre la frecuencia. Así, conociendo en qué grado y forma interviene cada uno, es posible lograr una sintonización del control de velocidad y de la turbina que estabilice la frecuencia, obteniendo una respuesta acorde con la teoría ampliamente desarrollada en numerosos textos de estudio.

Del análisis de las medidas obtenidas por los centros de control, extraídas del Informe [6], se concluye que ciertas unidades generadoras no reaccionan como cabría esperar según la respuesta teórica. Esta refleja cómo ante la caída de frecuencia y por efecto del lazo de control de velocidad de cada unidad, se produce una apertura de las válvulas que alimentan la turbina la cual acciona el generador, pero por motivos de operación, vuelven a reducir dicha apertura disminuyendo su contribución a soportar la generación perdida.

Puesto que la motivación de este proyecto era la de modelar fielmente un sistema eléctrico y su respuesta ante posibles contingencias, se destaca que la simulación obtenida con el modelo de turbina térmica TGOV1 no consigue tal propósito, pues la recuperación teórica conseguida con el mismo, dista mucho de la respuesta real obtenida por los sistemas de medida.

Por ello, se asigna un modelo de sistema regulador-turbina que incorpora el modelado de la característica de control de carga, GGOV1, mediante el parámetro K��. De este modo, se extrae que esta ganancia es un parámetro de gran relevancia, pues permite caracterizar cada una de las respuestas posibles por parte de las turbinas.

Además, se concluye la importancia de un correcto modelado de la red. En primer lugar se ha de hacer una adecuada interpretación de las mediciones obtenidas por los centros de control, y una correcta clasificación de las distintas respuestas para, a continuación, elegir los modelos de los distintos elementos que conforman la red simplificada y sintonizar los parámetros de manera apropiada.

Con todo, se determina que a fin de obtener una precisa simulación, los principales actores que intervienen en la respuesta obtenida son:

• Un acertado modelado de la red con la correcta clasificación y categorización de las unidades según su respuesta.

• El uso de un sistema regulador-turbina que incluya un bloque de regulación de carga así como el valor sintonizado para el parámetro K��.

E

CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS

78

Consecuencia directa de implementar un modelo de control y turbina de estas características, será la realización con mayor fiabilidad de estudios sobre la red, necesarios para tomar decisiones acerca de la misma, como es el caso de estudios de integridad ante modificaciones en la topología de la red, o de operación, incluyendo en estos el cálculo de reservas óptimas.

6.2 Líneas futuras

• Incluir en el esquema simplificado del SEP estudiado, el modelo de las baterías BESS.

• Continuando dentro de la simplificación del sistema, estudiar la respuesta añadiendo un estabilizador de sistemas de potencia (PSS) a los controles del generador, para mejorar el funcionamiento total de la dinámica del sistema, especialmente para el control de las oscilaciones electromecánicas, mejorando el amortiguamiento de oscilaciones de baja frecuencia.

• Ampliar el estudio de la regulación de frecuencia introduciendo el control automático de generación (Control Secundario de Frecuencia).

79

BIBLIOGRAFÍA

[1] P. Ledesma, Regulación de frecuencia y potencia, Madrid: Universidad Carlos III, 2008.

[2] E. E. SRL, «Estudio de Regulación Distribuida de Frecuencia en el SIC,» 2009.

[3] Sistemas Eléctricos de Potencia, Universidad de Sevilla: Departamento de Ingeniería Eléctrica.

[4] P. Kundur, Power System Stability and Control, McGraw-Hill Education, 1994.

[5] G. F. Medina, Análisis y Control de la Frecuencia de Sistemas Eléctricos de Potencia en Estado de Emergencia., 1995.

[6] C. d. D. E. d. C. SING, «Informe Resumen de Falla 3777,» 2015.

[7] P. e. al., «A New Thermal Governor Modeling Approach in the WECC,» IEEE Transactions on Power Systems, vol. 18, nº 2, pp. 819-829, Mayo 2003.

[8] P. F. Díez. [En línea]. Available: http://files.redsauce.net/js/pdfjs/web/viewer.html?file=http%3A%2F%2Fmanager.redsauce.net%2FAppController%2Fcommands_RSM%2Fapi%2Fapi_getFile.php%3FitemID%3D132%26propertyID%3D20%26RStoken%3D59e8ac1045d03e2ff6564c0638315f38.

[9] P. F. Díez. [En línea]. Available: http://files.redsauce.net/js/pdfjs/web/viewer.html?file=http%3A%2F%2Fmanager.redsauce.net%2FAppController%2Fcommands_RSM%2Fapi%2Fapi_getFile.php%3FitemID%3D136%26propertyID%3D20%26RStoken%3D59e8ac1045d03e2ff6564c0638315f38.

[10] «CDEC-SING,» [En línea]. Available: http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_web_cdec_sing.sp_pagina?p_id=1039.

[11] T. Á. Cantarero, Diseño del Controlador PID, Universidad de Sevilla: Departamento de Ingeniería de Sistemas y Automática.

[12] CDEC-SING, Documento Técnico Habilitación de Instalaciones, 2016.

[13] «E-CL,» [En línea]. Available: http://www.e-cl.cl/prontus_ecl/site/artic/20100421/pags/20100421124025.php.

[14] «AES GENER,» [En línea]. Available: http://www.gener.cl/Paginas/Centrales-AES.aspx.

[15] «ENDESA CHILE,» [En línea]. Available: http://www.endesa.cl/es/conocenos/nuestroNegocio/centrales/Paginas/centraltarapaca.aspx.

[16] «ENDESA CHILE,» [En línea]. Available: http://www.endesa.cl/es/conocenos/SociedadesdeEndesaChile/Paginas/GasAtacama.aspx.

[17] «AES GENER,» [En línea]. Available: http://www.gener.cl/Paginas/Centrales-AES.aspx.

BIBLIOGRAFÍA

80

81

ANEXO

REGISTRO DE LA POTENCIA ELÉCTRICA DE LAS UNIDADES GENERADORAS

TURBINAS DE VAPOR CON RÁPIDO CONTROL DE CARGA

i. Unidad 14, Central Termoeléctrica de Tocopilla [13]

Ilustración I

ANEXO

82

ii. Unidad CTM3 Vapor, Central Termoeléctrica de Mejillones [13]

Ilustración II

iii. Unidad NTO 1, Central Termoeléctrica Norgener [14]

Ilustración III

.


iv. Unidad CTTAR, Central Termoeléctrica Tarapacá [15]

Ilustración IV

v. Unidad TV1 (CC1), Central de Atacama [16]

Ilustración V

ANEXO

84

TURBINAS DE VAPOR CON LENTO CONTROL DE CARGA

i. Unidades ANG 1 y ANG 2, Central Termoeléctrica Angamos [17]

Ilustración VI

TURBINAS DE VAPOR CON NULO CONTROL DE CARGA

i. Unidad U15, Central Termoeléctrica Tocopilla [13]

Ilustración VII


ii. Unidad CTM 1, Central Termoeléctrica Mejillones [13]

Ilustración VIII

iii. Unidad CTM 2, Central Termoeléctrica Mejillones [13]

Ilustración IX

ANEXO

86

iv. Unidad CTA, Central Termoeléctrica Andina [13]

Ilustración X

v. Unidad CTH, Central Termoeléctrica Hornitos [13]

Ilustración XI


vi. Unidad NTO 2, Central Termoeléctrica Norgener [14]

Ilustración XII

ANEXO

88

TURBINA DE GAS CON CONTROL DE CARGA

i. Unidad TG 1B (CC1), Central de Atacama [16]

Ilustración XIII

TURBINA DE GAS CON NULO CONTROL DE CARGA

i. Unidad CTM3 Gas, Central Termoeléctrica de Mejillones [13]

Ilustración XIV

proyecto fin de carrera ingeniería...

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