IMPLICANCIAS DE INTEGRAR GENERACION CON RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES

VI SIMPOSIO INTERNACIONAL DE ENERGIA

ENERGETICOS RENOVABLES EN EL SEIN

TECSUP AGOSTO 2011

ROBERTO RAMÍREZ A.

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA

11.. ESTRUCTURAESTRUCTURA DELDEL SISTEMASISTEMAELECTRICOELECTRICO INTERCONECTADOINTERCONECTADOELECTRICOELECTRICO INTERCONECTADOINTERCONECTADONACIONALNACIONAL (SEIN)(SEIN)

2

NORTE

L.T. 220 kV PARAMONGA-CHIMBOTE

CCHH. YUNCAN Y YAUPI

CT. AGUAYTIA

CCHH. MANTARO Y RESTITUCIÓN

CCHH. CHIMAY Y YANANGO

CT. MALACAS

CH. CAÑON DEL PATOCT. TRUJILLO NORTE

CH. CARHUAQUERO

L.T. 220 kV CHIMBOTE-TRUJILLO

SITUACION ACTUAL DE LA TRANSMISIÓN

CENTRO

SUR

CCHH. MANTARO Y RESTITUCIÓN

CCTT. CHILCA,KALLPA , LAS FLORES

CH. PLATANAL

CCTT. VENTANILLAY SANTA ROSA

CH. HUINCO CH. MACHUPICCHU

CH. SAN GABÁN

CH. ARICOTA

CH. CHARCANI V

CCTT ILO 1 Y ILO 2

CT. MOLLENDO

3

L.T. 220 KV MANTARO - COTARUSE - SOCABAYA

PROYECTOS DE TRANSMISIÓN PERIODO AGO 2011 – SET 2013

L.T. 220 kV TALARA – PIURA 2°T. (SET - 2012)

L.T. 220 kV CHICLAYO - PIURA 2°T.(JUL- 2011)

L.T. 22 kV TRUJILLO - GUADALUPE - CHICLAYO 2°T (ABR- 2012) L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO

(SET - 2012)

TRAMO. 220 kV CONOCOCHA – HUALLANCA (ENE - 2012)

NORTE

L.T. 500 kV ZAPALLAL - CHIMBOTE – TRUJILLO(SET- 2012)

L.T. CHILCA - MARCONA - MONTALVO 500 kV(AGO - 2013)

L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA (ABR- 2013)

L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE(FEB- 2013)

REPOTENCIACIÓNL.T. 220 kV MANTARO – SOCABAYA (AGO- 2011)

L.T. 220 kV INDEPENDENCIA – ICA 2°T (SET - 2011)

CENTRO

SUR

22.. INDICADORESINDICADORES DEDE LALA FORTALEZAFORTALEZADELDEL SEINSEIN ENEN ELEL PERIODOPERIODODELDEL SEINSEIN ENEN ELEL PERIODOPERIODO20112011--20152015

5

6

7

8

9

3.3. TECNOLOGIAS DE TECNOLOGIAS DE AEROGENERADORESAEROGENERADORESAEROGENERADORESAEROGENERADORES

10

3.1 GENERADOR DE INDUCCIÓN (SCIG)

11

3.2 GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO (DFIG)

12

120

*npff SR −=

3.3 SÍNCRONO FULL CONVERTER (SFC)

13

3.4 COMPARACION

14

44.. ASPECTOSASPECTOS TECNICOSTECNICOSFUNDAMENTALESFUNDAMENTALESFUNDAMENTALESFUNDAMENTALES

15

4.14.1 PUNTOS DE CONEXIÓN DEBILESPUNTOS DE CONEXIÓN DEBILES

La integración de parques eólicos conectados a subestacionesdel SEIN, eléctricamente débiles (alejadas de los centros decarga y con pocos recursos de generación convencional)presenta desafíos importantes.

Por sus bajos niveles de potencia de cortocircuito, estassubestaciones constituyen puntos débiles de conexión.

Será necesario analizar algunos problemas asociados a estascaracterísticas de la red.

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4.24.2 RIGIDEZ Y SOBRECARGAS EN EL RIGIDEZ Y SOBRECARGAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIONSISTEMA DE TRANSMISION

Con la integración de centrales de generación RER que no utilicengeneradores síncronos conectados directamente a la red, sedesplaza centrales de generación convencionales de mayor costoprovocando:

(1) Disminución de la rigidez de las barras del sistema de(1) Disminución de la rigidez de las barras del sistema detransmisión (niveles de cortocircuito y sensitividad).

(2) Sobrecargas indirectas en el sistema de troncal detransmisión.

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4.34.3 LIMITACIONES EN EL DESPACHO LIMITACIONES EN EL DESPACHO DE GENERACION CONVENCIONALDE GENERACION CONVENCIONAL

El mínimo técnico de las centrales de ciclo combinado (turbogas yturbovapor) es la principal restricción para la máxima generacióneólica en escenarios de mínima demanda en avenida.

Estas centrales no deben ser desplazadas y sacadas de servicioporque deben ser operadas en media y máxima demanda.

Algunas unidades turbovapor deben estar operando porseguridad ante el mantenimiento de líneas de transmisión.

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4.44.4 DESEMPEÑO DINAMICO DEL SISTEMADESEMPEÑO DINAMICO DEL SISTEMA

INERCIA EQUIVALENTE

La ecuación de oscilación se expresa como:

Pm: potencia mecánica de todas las fuentes de generación

EQ

em

H

PP

dt

dw

2

−=

Pm: potencia mecánica de todas las fuentes de generación(incluyendo las RER).

Pe: potencia consumida por la demanda mas pérdidas.

w: frecuencia angular del sistema.

HEQ: inercia equivalente de los generadores síncronosconectados directamente al sistema.

DISMINUCION DE LA INERCIA DEL SISTEMA

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ESTATISMO EQUIVALENTE

El estatismo equivalente del sistema se expresa como:

PNOM: potencia nominal de los grupos en servicio.

)/( pjK

NOMj

NNOMj

pEQ bP

Pb

∑

∑=

PNOM: potencia nominal de los grupos en servicio.

bp: estatismo permanentes de cada unidad.

N: grupos de generación en servicio.

K: grupos de generación que controlan su producción con lafrecuencia.

INCREMENTO DEL ESTATISMO DEL SISTEMA Y DE LOS TIEMPOS DE RESPUESTA

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4.54.5 NECESIDAD DE PARQUES Y TURBINAS NECESIDAD DE PARQUES Y TURBINAS EOLICAS CON CONTROLES AVANZADOSEOLICAS CON CONTROLES AVANZADOS

Los equipos de generación eólica deben ofrecer capacidades quecontribuyan a mejorar la confiabilidad de las redes eléctricas a laque estos equipos se conectan.

(1) Es necesario que el control de tensión y potencia reactiva

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(1) Es necesario que el control de tensión y potencia reactivapueda realizarse utilizando y coordinando todos losgeneradores de un parque eólico.

(2) En algunos casos puede requerirse limitar o controlar lapotencia activa en un parque eólico para: limitar rampas depotencia súbitas, controlar los arranques y paradas de unparque o contribuir al control primario de frecuencia.

(3) Apropiado comportamiento ante fallas en el sistema.

4.5.14.5.1 CONTROL DE POTENCIA REACTIVACONTROL DE POTENCIA REACTIVAEl control de la tensión en el Punto de Conexión debe realizarseutilizando la capacidad de cada una de las turbinas eólicas pararealizar un proceso preciso y continuo de control de la potenciareactiva. Así se reducen las fluctuaciones en las tensiones(Flicker) por las variaciones de la potencia activa y se mejorará laestabilidad reduciendo el riesgo por colapso de la tensión.

22

Es necesario que los Parques Eólicos provean potencia reactivaen el Punto de Conexión en todas las condiciones de viento, esdecir, aun cuando las condiciones de viento no permitan lageneración de potencia activa (velocidad de viento por debajo delcut-in o sobre el cut-out).

4.5.2 4.5.2 CONTROL DE POTENCIA ACTIVACONTROL DE POTENCIA ACTIVALa desconexión de unidades de generación por fallas provocansubfrecuencias en el SEIN.

Por ejemplo, el ERACMF de la Zona Norte del SEIN:Número Porcentaje

de de rechazo FRECUENCIA TEMPORIZACION ARRANQUE PENDIENT E TEMPORIZACIONEtapas en c/etapa (Hz) (s) Hz (Hz / s) (s)

1 4,0% 59,00 0,15 59,8 -0,75 0,152 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,15

RELES DE DERIVADARELES DE UMBRAL

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Estas subfrecuencias deben ser toleradas por losaerogeneradores del Parque Eólico. Para que el parque eólicopueda aumentar su potencia activa en subfrecuencia seránecesario que opere con reserva y un controlador para suapropiado manejo.

2 6,0% 58,90 0,15 59,8 -0,75 0,153 10,0% 58,80 0,15 59,8 -0,75 0,154 9,0% 58,70 0,15 59,8 -0,75 0,155 11,0% 58,60 0,156 11,0% 58,50 0,15 (1) La temporización de los relés de derivada7 2,5% (2) 59,10 30,0 no incluye el tiempo requerido por cada relé

(2) Respaldo para reponer la frecuencia si luego de los para la medición de la derivada de la frecuencia rechazos se queda por debajo de 59,1 Hz

Para hacer frente a las sobrefrecuencias, el Esquema deDesconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia(EDAGSF) del SEIN tiene actualmente los siguientes ajustes:

CENTRAL UNIDAD (Hz / s) (Hz) (s) (Hz) (s)

C.T. Aguaytía TG1 61,0 0,0C.H. Carhuaquero G3 1,20 60,5 0,5 61,0 15,0C.H. Callahuanca G4 61,3 2,0C.H. Cahua G2 61,3 3,0C.T. Tumbes MAK1 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0C.T. Tumbes MAK2 1,80 60,2 0,2 61,3 1,0C.H. Chimay G1 61,5 1,5

En condición AND

AJUSTES DE DERIVADA AJUSTES DE UMBRAL

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Estas sobrefrecuencias deben ser toleradas por losaerogeneradores del Parque Eólico, que deben disponer delcontrolador, para reducir la generación.

C.H. Chimay G1 61,5 1,5C.H. Chimay G2 61,5 12,0C.H. Gallito Ciego G1 61,5 15,0C.H. Restitución G1 61,5 1,0C.H. Restitución G2 61,5 1,0C.H. Yanango G1 61,5 10,0T.G. Piura TG 61,7 0,2C.T. Malacas TG1 2,00 60,2 0,4 61,7 0,3C.T. Malacas TG2 2,00 60,2 0,6 61,7 0,3C.T. Chilca TG3 61,8 0,5C.H. Cañón del Pato G2 1,10 60,2 0,5 61,9 0,3C.H. Machupicchu G2 3,00 60,5 0,4C.H. Gallito Ciego G2 62,3 0,3C.H. San Gabán II G2 1,19 61,0 0,3 62,5 0,3

55.. ESTUDIOESTUDIO MAXIMAMAXIMA INYECCIONINYECCION DEDEGENERACIONGENERACION EOLICAEOLICA ENENGENERACIONGENERACION EOLICAEOLICA ENENBARRASBARRAS DELDEL SEINSEIN

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5.1 OBJETIVO

Determinar la Máxima Inyección de GeneraciónEólica en barras candidatas del SEIN en el año 2013,de manera que se preserve la calidad del servicio y laseguridad de la operación del sistema.

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seguridad de la operación del sistema.

Las barras candidatas son las consideradas en lasBases de la Segunda Subasta de Generación RER-2011.

5.2 PREMISASEscenarios: máxima, media y mínima demanda enEstiaje del año 2013 y Avenida del 2014.

Información de demanda, planes de obras degeneración y transmisión tomados del Informe DP-02-

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generación y transmisión tomados del Informe DP-02-2011, Dirección de Planificación de Transmisión delCOES, INFORME DE DIAGNOSTICO DE LASCONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN PERIODO2013 – 2022, Febrero de 2011.

En el horizonte seleccionado está en servicio la LT de500 kV Chiclayo-Trujillo-Chimbote-Zapallal-Chilca-Marcona-Ocoña-Montalvo.

No se supone obras de transmisión o equipos decompensación reactiva adicionales para dar lugar a lageneración eólica calculada.

No es objeto del estudio el sistema de subtransmisión

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No es objeto del estudio el sistema de subtransmisiónque recolecta la potencia producida en la centraleólica ni la transmisión hasta el Punto de Conexión(Barra candidata).

Se supone un generador eólico equivalenteconectado en la barra candidata.

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5.35.3 METODOLOGIAMETODOLOGIA

Tiene los siguientes pasos:

(1) Cálculo preliminar de las máximas inyeccionesen las barras candidatas.

(2) Operación en estado estacionario en

30

(2) Operación en estado estacionario encondiciones de red “N” y “N-1”.

(3) Cálculo definitivo de las máximas inyeccionesen las barras candidatas.

(4) Análisis dinámico: regulación de frecuencia yestabilidad transitoria.

(5) Determinación definitiva de las máximasinyecciones.

5.3.1 CÁLCULO PRELIMINAR DE LAS MÁXIMAS INYECCIONES

El índice de fluctuación de tensión IFT indica lavariación porcentual de la tensión ante un cambio del100 % de la potencia inyectada en una barra delsistema.

31

sistema.IFT = 100∗∗∗∗SNOM (MVA) / SCC (MVA)

SNOM: Potencia Inyectada en la barra candidata.SCC: Potencia de cortocircuito trifásica en la barra,sin considerar el aporte del parque eólico .

En zonas eólicas peruanas se esta aceptandoinicialmente valores del orden de 5 %.

AREABARRAS DE

OFERTATENSION

[KV]

MINIMA ESTIAJE 2013

MEDIA ESTIAJE 2013

MAXIMA ESTIAJE 2013

MINIMA AVENIDA 2014

MEDIA AVENIDA 2014

MAXIMA AVENIDA 2014

Scc (MVA)

S ad (MW)

Scc (MVA)

S ad (MW)

Scc (MVA)

S ad (MW)

Scc (MVA)

S ad (MW)

Scc (MVA)

S ad (MW)

Scc (MVA)

S ad (MW)

NORTE DE TRUJILLO

Tumbes 60 174 9 174 9 174 9 129 6 154 8 175 9

Talara 220 959 48 968 48 968 48 640 32 843 42 1038 52

Piura Oeste 220 1088 54 1104 55 1105 55 895 45 1083 54 1236 62

La Niña 220 885 44 894 45 894 45 906 45 989 49 1044 52

Chiclayo Oeste 220 1403 70 1426 71 1429 71 1403 70 1426 71 1429 71

32

Guadalupe 220 1503 75 1541 77 1547 77 1681 84 1750 88 1782 89

Trujillo Norte 220 2309 115 2325 116 2348 117 2343 117 2437 122 2476 124

ENTRE HUACHO Y CHIMBOTE

Chimbote 1 220 2738 137 2760 138 2803 140 2807 140 2912 146 2945 147

Paramonga Nueva 220 2486 124 2511 126 2536 127 2488 124 2539 127 2565 128

Huacho 220 1770 89 1785 89 1792 90 1763 88 1793 90 1801 90

SUR DE ICAIca 220 1732 87 1751 88 1751 88 1672 84 1745 87 1752 88

Marcona 220 1880 94 1935 97 1936 97 1855 93 1892 95 1937 97

SUR

Montalvo 220 2661 133 3340 167 3348 167 3248 162 2685 134 3358 168

Repartición 138 891 45 899 45 901 45 900 45 895 45 903 45

Mollendo 138 358 18 359 18 359 18 359 18 358 18 360 18

Tacna (Los Heroes) 66 308 15 314 16 315 16 310 16 308 15 315 16

33

5.3.2 OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIOSe incorporan generadores equivalentes en barrascandidatas con capacidad de controlar las tensiones.

Se desplaza del despacho o se reduce la generaciónde las centrales convencionales al mínimo técnico(por razones técnicas).

34

(por razones técnicas).

El cumplimiento de los requisitos de tensión define lamáxima generación eólica en las barras candidatas.

Se evalúa el desempeño ante contingencias simples(N-1) y se define las nuevas máximas inyecciones porbarra y por escenario.

5.3.3 CÁLCULO DEFINITIVO DE LAS MÁXIMAS INYECCIONES

Se repite el paso (1) con la generación convencionaldesplazada por los valores preliminares de GE porbarra.

35

Al reducirse la Scc se reducen los valores de lasmáximas inyecciones por barra, lo que requiere unincremento de generación convencional,incrementándose la Scc en las barras candidatas.

Las Scc se calculan suponiendo que losaerogeneradores tienen un aporte nulo en la corrientede cortocircuito en la barra candidata.

5.3.4 ANALISIS DINAMICO

Con un modelo equivalente de los aerogeneradoresse simula grandes perturbaciones en el SEIN paraevaluar:

• La estabilidad transitoria de las áreas del SEIN.

36

• La estabilidad transitoria de las áreas del SEIN.• Control de tensiones y necesidad de implementar

automatismos.• El efecto de desplazar generación convencional

sobre la regulación primaria de frecuencia.

5.3.5 VALORES DEFINITIVOS

Si bien el desempeño de la regulación primaria se vedesmejorado por la incorporación de generacióneólica adicional, el SEIN conserva una aceptablecapacidad de control de la frecuencia antedesbalances importante de generación – demanda.

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desbalances importante de generación – demanda.

Se observa una adecuada actuación del ERACMF enrestablecer el desbalance, provocado pordesconexión de generación factibles.

AREABARRA

CANDIDATATENSION

[KV]

INYECCIONES [MW]

(a) ADMISIBLE POR BARRA

(b) TOTAL ADMISIBLE DEL

AREA

NORTE DE TRUJILLO

Tumbes 60 6

67

Talara 220 32

Piura Oeste 220 45

La Niña 220 41

Chiclayo Oeste 220 67

Guadalupe 220 73

Trujillo Norte 220 114

Chimbote 1 220 135

38

ENTRE HUACHO Y CHIMBOTE

Chimbote 1 220 135

57Paramonga Nueva 220 119

Huacho 220 84

SUR DE ICAIca 220 81

169Marcona 220 88

SUR

Repartición 138 45

204Mollendo 138 18

Montalvo 220 127

Tacna (Los Heroes) 66 15

INYECCION TOTAL EOLICA ADICIONAL [MW] 497

MAXIMA INYECCION DE GENERACION EOLICA (2013-2014)

66.. CONCLUSIONESCONCLUSIONES66.. CONCLUSIONESCONCLUSIONES

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(1) Por la estructura del sistema de transmisión y por laubicación de las centrales convencionales degeneración, el Área Norte y parte del Área Sur delSEIN presentan inapropiados indicadores de rigidezque hacen necesario establecer valores máximosque hacen necesario establecer valores máximosde inyecciones de generación RER que no utilicengeneradores síncronos conectados directamente ala red (GENERACION RER).

40

(2) Las tecnologías DFIG y SFC pueden ser aplicadasen los parques eólicos a instalarse en el SEIN.Estos diseños apuntan a incorporar señales decontrol adicionales para emular alguna contribucióna la Regulación Primaria de Frecuencia.a la Regulación Primaria de Frecuencia.

(3) En escenarios de mínima demanda en avenida, elmínimo técnico de las centrales de ciclo combinado(turbogas y turbovapor) es la principal restricciónpara la máxima GENERACION RER. Estascentrales no deben ser desplazadas porque debenser operadas en media y máxima demanda.

41

(4) Cuando la GENERACION RER desplaza unamagnitud equivalente de generación convencionalse deteriora el comportamiento dinámico delsistema, debido a que disminuye la inercia,aumenta el estatismo equivalente y el tiempo deaumenta el estatismo equivalente y el tiempo derespuesta en la regulación primaria de frecuencia.

(5) Por necesidad de regulación de frecuencia esnecesario establecer valores máximos deinyecciones de GENERACION RER en el SEIN(Ver Cuadro).

42

FINFINFINFIN

43