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Integración de Energías Renovables en sistemas aislados y estabilidad

30 de noviembre de 2012

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Índice LOS SISTEMAS ELECTRICOS CANARIOS VARIABILIDAD DE LAS ENERGIAS RENOVABLES LA ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS

CONTROL DE TENSION

CONTROL DE FRECUENCIA

CONCLUSIONES

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SISTEMA ELÉCTRICO CANARIO

4

CARACTERISTICAS DE LOS SISTEMAS

Seis sistemas eléctricos aislados Sistemas de pequeño tamaño y muy distintos: El Hierro 80

veces más pequeño que Gran Canaria Gran Canaria es 80 veces menor que el sistema peninsular,

que además está interconectado Menor estabilidad de la frecuencia en relación a sistemas

interconectados, la estabilidad la proporciona la respuesta conjunta de todas las máquinas síncronas conectadas al sistema.

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DEMANDA – PUNTAS DE DEMANDA (MW)

Punta Periodo (MW) Fecha Punta Histórica (MW) Fecha

Gran Canaria 558 16-03-11 604 31-07-07

Tenerife 573 16-03-11 601 08-11-07

Fuerteventura 105 22-06-11 126 30-07-07

Lanzarote 135 21-06-11 146 31-07-07

La Palma 47,8 14-03-11 49,9 12-08-10

La Gomera 11,4 14-03-11 13,0 31-12-08

El Hierro 7,48 20-01-11 7,76 06-07-09

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OPERACIÓN DEL SISTEMA Y COBERTURA GENERACIÓN – POTENCIA NETA INSTALADA (MW)

Régimen Ordinario Eólica Fotovoltaica en

servicio Resto Régimen

Especial Total

Gran Canaria 1.009 80 31 0 1.120 Tenerife 1.075 37 101 2 1.215 Fuerteventura 159 13 9 0 181 Lanzarote 187 9 5 0 201 La Palma 96 6 4 0 106 La Gomera 19,7 0,4 0,0 0 20,1 El Hierro 11,2 0,3 0,0 0 11,5 CANARIAS 2.558 145 150 2 2.855

7

44%

114%

46%

114%

43%

107%

100%

438%

46%

144%

40%

104%

PREVISION DE POTENCIA EÓLICA INSTALADA PECAN 2006 – 2015: 1025 MW

% penetración en punta

% penetración en valle

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CONTROL DE TENSION

CONTROL DE FRECUENCIA

CONCLUSIONES

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Variabilidad de la producción eólica

Gran Canaria (25/08/2011)

10

Variabilidad de la producción fotovoltaica

Tenerife (07/12/2011)

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Índice LOS SISTEMAS ELECTRICOS CANARIOS VARIABILIDAD DE LAS ENERGIAS RENOVABLES LA ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS

CONTROL DE TENSION

CONTROL DE FRECUENCIA

CONCLUSIONES

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El sistema es estable cuando tiene capacidad para recuperar el equilibrio de funcionamiento en la tensión y la frecuencia ante variaciones e incidentes.

La disminución de la generación síncrona convencional supone una menor capacidad de respuesta del sistema:

• Menor potencia de cortocircuito

• Menor regulación de tensión

• Menor inercia

• Menor regulación de frecuencia

La contribución de la generación renovable a la estabilidad del sistema será necesaria para su integración en grandes cantidades de forma segura.

ESTABILIDAD

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GENERACION NECESARIA PARA LA ESTABILIDAD

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pote

ncia

(MW

)

Horas

Mínima generación convencional

Demanda TF Mín. téc. gen. ordinaria Mín. tec. + reserva a bajar

La generación convencional necesaria para garantizar la cobertura y proporcionar servicios complementarios no puede bajar de su mínimo técnico, lo que limita la capacidad de integración de la generación renovable.

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GENERACION RENOVABLE Y RESERVA

Pot. Máx.

Pot. Asignada

Mín. Técnico

0 MW

Rese

rva a

baj

arRe

serv

a a su

bir

La generación renovable con capacidad de regulación de frecuencia permitiría:

• asignar la banda de regulación a bajar a esta generación y por tanto una mayor integración.

• regular frecuencia a subir cuando existe un límite de producción mejorando la velocidad de respuesta del sistema.

La banda de reserva a subir se asigna a la generación convencional, por lo que no supone reducción en la producción renovable.

15

250

300

350

400

450

500

550

600

0

10

20

30

40

50

60

70

0:00

:00

0:54

:00

1:48

:00

2:42

:00

3:36

:00

4:30

:00

5:24

:00

6:18

:00

7:12

:00

8:06

:00

9:00

:00

9:54

:00

10:4

8:00

11

:42:

00

12:3

6:00

13

:30:

00

14:2

4:00

15

:18:

00

16:1

2:00

17

:06:

00

18:0

0:00

18

:54:

00

19:4

8:00

20

:42:

00

21:3

6:00

22

:30:

00

23:2

4:00

MW

Producción eólica vs. Demanda 07/nov./2006

Wind power Demand

Requisito adicional: 40 MW en 2 horas

Demand: 75 MW

Wind: 40 MW

Variabilidad de la generación renovable requiere más reserva de regulación

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INCIDENTE DE GENERACION

t/s0 50 100 150 200 250 300

K1:Frequency V-CANDELARIA 1 B/Hz

49.25

49.50

49.75

50.00

07/04/2011 – Disparo Granadilla Gas 3 y ½ Vapor 3 (se deslastran 4,8 MW Interrumpibles)

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MEDIDAS ACTUALES PARA EQUILIBRAR EL SISTEMA

• Instalación de AGC: optimización de la respuesta secundaria

•Optimización de los planes de deslastre de carga por subfrecuencia y por derivada de frecuencia. Evolución a planes cada vez más dinámicos.

• Necesidad de planes de desconexión de generación renovable por sobrefrecuencia.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1046

47

48

49

50

51

52

53

54

55

56

Time (s)

Freq

uenc

y (H

z)

System responsesAllowable frequencies

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1042

44

46

48

50

52

54

56

Time (s)

Freq

uenc

y (H

z)

System responsesAllowable frequencies

pérdidas hasta 70% pérdidas hasta 50%

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• Proyecto I+D de instalación de un volante de inercia.

• Herramienta para calcular en tiempo real la respuesta del sistema y la generación necesaria para que no actúe el plan de deslastre de carga

MEDIDAS ADICIONALES PARA EQUILIBRAR EL SISTEMA

• Prestaciones técnicas de la generación renovable para contribuir a la estabilidad

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No desconexión en situación de régimen transitorio ante incidentes

• Soportar el hueco de tensión sin desconectarse

CONTROL DE TENSION

Aportación de intensidad de cortocircuito:

• Menor hueco de tensión

• Garantizar la actuación de protecciones

1

Tensión (pu)

0,5 1 Tiempo (seg.)

Inicio perturbación

0,8 0,95 pu (15 seg.)

0

Despeje perturbación

Duración perturbación

20

Capacidad de control de tensión en los nudos: • sistema de regulación automática de tensión proporcional al error de tensión respecto

a la consigna para el nudo de conexión.

CONTROL DE TENSION

base

anv VV

PQKPendiente

//

∆

=

consignaVVV −=∆ Q/Pan

∆V/Vbase

Banda muerta

21

No desconexión en situación de régimen transitorio ante incidentes

• No desconexión por subfrecuencia antes de que actúen los planes de

deslastre de carga.

• En Canarias hay instalaciones que se desconectan a 49 Hz, demasiado

pronto para las variaciones transitorias de la frecuencia en los sistemas

(el POSEIE 1 requiere no desconectar al menos hasta 47,5 Hz con

temporización de 3 seg.)

Capacidad de regulación de frecuencia

Emulación de inercia

CONTROL DE FRECUENCIA

22

1

2

4 3

TIEMPO

FREC

UEN

CIA

50 Hz 1 s 2 s 10 s 20 s

Regulación primaria Regulación secundaria Pérdida de generación

Respuesta inercial

1

2

3

4

Potencia suministrada de la reserva inercial del sistema por la disminución de potencia. Incremento de generación y recuperación de frecuencia por la regulación primaria. Estabilización de la frecuencia con el error de reg. Permanente de la regulación primaria. Incremento de generación y recuperación definitiva debida a la regulación secundaria.

REGULACION DE FRECUENCIA

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Capacidad de control de frecuencia: •control primario potencia-frecuencia para el mantenimiento de la frecuencia

• el control ha de ser proporcional al error de frecuencia

• posibilidad de incorpora un término proporcional a la derivada de la frecuencia

(emulación de inercia).

REGULACION DE FRECUENCIA

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CONTROL DE TENSION

CONTROL DE FRECUENCIA

CONCLUSIONES

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La integración de grandes contingentes de generación renovable en sistemas aislados, requiere que estas tecnologías contribuyan a la estabilidad de los sistemas.

• Primera medida: No desconectarse en situaciones de régimen transitorio.

• Implementar la capacidad para regular tensión y frecuencia.

Es necesario revisar los planes de deslastre de carga por subfrecuencia, e investigar la forma de hacerlos ser cada vez más dinámicos en función de cómo varíe el escenario de generación.

Es imprescindible establecer planes de desconexión escalonada de generación por sobrefrecuencia.

Conclusiones

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