Agenda - ECODIE

Agenda m  Introducción m  Naturaleza de las oscilaciones en los SEP m  Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING m  Conclusiones Introducción Interconexiones m  Una tendencia a nivel mundial durante los úl?mos años ha sido la interconexión de sistemas de potencia m  Básicamente existen 2 “?pos” de razones para interconectarse: w  Beneficios económicos: •  Uso de fuentes de generación más económicas à diversificación de la matriz energé?ca (?pos de generación y costos de combus?bles) •  Transmisión de energía más barata por largas distancias hasta los centros de carga •  Reducción de los niveles de reserva: Se pueden compar?r reservas de potencia por lo cual cada sistema puede mantener menos reserva que en el caso aislado (sin interconexión) Ø  Aumenta la compe??vidad del mercado w  Incremento de la confiabilidad y seguridad del sistema: •  Sistemas más grandes y robustos se recuperan mejor de fallas severas •  La capacidad de generación necesaria en un sistema interconectado es menor que la suma de las capacidades necesarias para mantener el mismo nivel de confiabilidad en varios sistemas aislados Introducción Alterna1vas de interconexiones m  Hoy en día existen básicamente 3 alterna?vas de interconexión de sistemas de potencia m  Si bien las interconexiones han sido tradicionalmente realizadas en AC por ser una altera?va técnica y económicamente viable, las interconexiones en DC también son –en muchos casos – una alterna?va viable e incluso mejor que en AC w  La decisión dependerá de los ?pos de sistemas, distancia entre los sistemas, necesidades de seguridad, etc. Introducción Posibles problemas/desa8os de las interconexiones m  La interconexión de sistemas de potencia no está libre de complejidades técnicas y riesgos m  Se requiere alto nivel de compa?bilidad técnica y coordinación entre ambos sistemas w  Regulación de frecuencia m  La planificación de la operación y planificación conjunta aumenta en cuanto al nivel de complejidad m  Interconexiones a través de líneas largas pueden llevar a problemas de seguridad w  Oscilaciones de baja frecuencia crecientes en el ?empo w  Colapsos de tensión w  Inestabilidades transitorias w  Grandes perturbaciones se pueden propagar a través del enlace lo que puede llevar a desconexiones en cascada en ambos sistemas m  En muchos casos la interconexión puede llevar al surgimiento de nuevos problemas operacionales, no presentes en los sistemas aislados Ø  Una interconexión robusta requiere estudios exhaus1vos de planificación y coordinación así como estudios de estabilidad Agenda m  Introducción m  Naturaleza de las oscilaciones en los SEP m  Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING m  Conclusiones Naturaleza de las oscilaciones en los SEP Un poco de historia... (1) m  Las oscilaciones en los SEP han sido observadas desde los inicios de la era eléctrica m  Originalmente los generadores se encontraban cerca (misma área) y las oscilaciones se observaban en el rango de 1-­‐2 Hz w  Para evitar que estas oscilaciones aumentaran en el ?empo se comenzaron a usar circuitos amor?guadores en los rotores de los generadores w  Los amor?guadores absorben la energía asociada a las oscilaciones del sistema y por ende reducen las amplitudes de dichas oscilaciones m  A medida que la seguridad y confiabilidad de los SEP se volvió prioridad, comienzan a aparecer otros sistemas de control que permiten al sistema recuperarse adecuadamente ante fallas Ø  Se comienzan a usar reguladores de voltaje (AVR) rápidos para evitar que los generadores pierdan sincronismo después de una falla w  Sin embargo, estos sistemas de excitación rápidos ?enden a reducir el amor?guamiento de las oscilaciones, principalmente entre generadores cercanos Ø  Surgen los estabilizadores de potencia (PSS) Naturaleza de las oscilaciones en los SEP Un poco de historia… (2) m  A par?r de los años 50, los actores del sector se dieron cuenta que la interconexión de SEP tenía ventajas importantes para la operación de los sistemas w  Menores costos y mayor confiabilidad Ø  Comienzan a surgir las primeras interconexiones entre SEP w  En algunos casos, apenas se realizaron las interconexiones se observaron oscilaciones de baja frecuencia crecientes, lo que impedía mantener la interconexión w  Los controladores que antes no ejercían ninguna influencia por su actuación lenta, como los asociados a los reguladores de velocidad de las turbinas, tenían gran importancia al realizar interconexiones de larga distancia m  En par?cular, se observaron oscilaciones en torno a 0.5 Hz…. Ø  Oscilaciones interárea m  Los generadores de un área oscilan “contra” generadores en otras áreas w  Generadores de un área conectados a otro grupo de generadores (en otra área) a través de líneas largas à Conexión eléctrica débil Naturaleza de las oscilaciones en los SEP Oscilaciones y los SEP m  Las oscilaciones en los SEP con?enen múl?ples componentes de frecuencia (modos) w  Dependen de la inercia de las máquinas, impedancia de las líneas, controladores de los generadores, etc. m  Las oscilaciones son una caracterís?ca natural de los sistemas de potencia w  Se inician, por ejemplo, con pequeños cambios en la demanda del sistema o un aumento en el flujo de potencia por una línea de interconexión de unos pocos MW w  Una gran perturbación también puede resultar en una inestabilidad de ángulo (oscilaciones con amplitud creciente en el ?empo) y colapso final del sistema w  En sistemas estresados, pequeñas perturbaciones pueden resultar en oscilaciones que aumentan su amplitud con el ?empo exponencialmente llevando por ende a problemas de estabilidad m  Si bien las pequeñas oscilaciones crecientes en el ?empo pueden ocurrir en cualquier sistema, los mayores problemas surgen en sistemas longitudinales o líneas largas conectando diferentes sistemas Naturaleza de las oscilaciones en los SEP Caracterización de los modos oscilatorios: Valores propios m  Valor propio complejo corresponde a un modo oscilatorio por naturaleza y uno real corresponde a un modo no-­‐oscilatorio m  La parte real del valor propio es una medida del amor?guamiento del modo w  Parte real nega?va representa una oscilación amor?guada w  Parte real posi?va representa un modo de oscilación de amplitud creciente (inestable) m  La parte imaginaria del valor propio es la frecuencia de oscilación del modo jω
y (t )
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σ
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Naturaleza de las oscilaciones en los SEP Amor1guamiento y frecuencia de oscilación m  El coeficiente de amor?guamiento 𝜉 determina la tasa de decaimiento de la amplitud del modo de oscilación m  De un punto de vista opera?vo, las oscilaciones de potencia en un sistema de potencia son aceptables mientras disminuyan su amplitud en el 1empo m  En los SEP modernos usualmente es aceptado un 5% como razón de amor?guamiento para un modo oscilatorio dado w  Con 𝜉=5%, la oscilación decae en algunos segundos Agenda m  Introducción m  Naturaleza de las oscilaciones en los SEP m  Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING m  Conclusiones Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Proyecto de interconexión SIC-­‐SING – Precio de nudo abril 2015 m  La interconexión se hará mediante una línea de 580 km de largo aproximadamente a 500 kV, doble circuito con potencia nominal de 1500 MVA por circuito y con compensación reac?va G
•
•
SING
Los
Changos
Kapatur
•
G
Nueva
Encuentro-Crucero
Cumbres
400 km
Nueva
Cardones
Nueva
Maitencillo
SIC
180 km
•
Diego de
Almagro
Nueva
Diego de
Almagro
Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Surgimiento de modos de oscilación mal amor1guados (1) m  Transferencia máxima forzada SING à SIC Modo local 2
Machicura, ω
2
Modo local 1
Machicura, ω
26
Modo interárea
22
Frecuencia [Hz]
m  Los factores de par?cipación muestran que “Modo 1” y “Modo 2” son modos de naturaleza local asociados a las dos unidades de la central Machicura m  El modo con frecuencia de 0.546 Hz es un modo de naturaleza interarea mal amor?guado Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Surgimiento de modos de oscilación mal amor1guados (2) m  De forma tal de aumentar el amor?guamiento de estos modos se incorporan PSSs en diferentes unidades generadoras m  Se incluye PSS en las Frecuencia [Hz]
Modo interárea
unidades U14, U15, U16, Cochrane, y CTTAR (SING) m  En el SIC se incluye PSS en Bocamina 2 è  Modos mal amor1guados adquieren un buen nivel de amor1guamiento gracias a la incorporación de PSS Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Surgimiento de modos de oscilación mal amor1guados (3) m  El surgimiento de modos interarea al interconectar dos sistemas de potencia mediante una línea larga es algo totalmente esperable m  La incorporación de PSS resulta clave en la solución. Sin embargo… w  La sintonización “óp?ma” de los PSS depende del punto de operación del sistema w  Para un punto de operación, una sintonización de PSS podría funcionar perfecto mientras que para otro punto de operación no Frecuencia [Hz]
m  De la figura se ve que para el caso de transferencia máxima forzada desde el SIC hacia el SING, el modo aparece nuevamente mal amor?guado a pesar de los PSS agregados en el caso anterior… Modo interárea
3247
è  Necesidad de ver nuevamente qué PSSs se deben agregar para amor1guar adecuadamente el modo en estudio Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Surgimiento de modos de oscilación mal amor1guados (4) m  La incorporación de PSS adicionales lleva a que el modo interárea presente un amor?guamiento adecuado (mayor al 5%) è  La sintonización óp1ma de Frecuencia [Hz]
Modo interárea
PSS requiere de estudios exhaus1vos que consideren una gran gama de puntos de operación de forma de asegurar la seguridad del sistema para la mayoría de las condiciones de operación que se puedan presentar en el sistema m  Desa6o: encontrar los puntos de operación a considerar en la op?mización Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Respuesta de la frecuencia durante con1ngencias (1) m  Transferencia máxima forzada SING à SIC: desconexión intempes?va de la mayor unidad en funcionamiento del SIC (Bocamina 2 con 315 MW despachados) m  La desconexión de 315 MW en el SIC no requiere la ac?vación de EDAC à buen desempeño del sistema desde la perspec?va de seguridad m  El transitorio dura unos pocos segundos y la recuperación del sistema es apropiada desde la perspec?va la frecuencia alcanzando un valor mínimo de 49.72 Hz Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Respuesta de la frecuencia durante con1ngencias (2) m  Flujos de potencia y voltajes por la línea de interconexión m  Se calcula la transformada de Fourier para la potencia ac?va por el enlace durante los primeros 8 segundos de simulación è  De la transformada de Fourier del flujo por el enlace se observa el “dominio” del modo interárea visto en el análisis modal con una frecuencia de 0,5 Hz Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Flujo máximo SIC à SING (1) m  Condiciones de operación G
Unidades “locales” cubren solo 40% de la demanda 1032 MW
G
Nueva
Encuentro-Crucero
•
6853 MW
•
SING
Los
Changos
Cumbres
Kapatur
•
2408 MW
Nueva
Cardones
Nueva
Maitencillo
SIC
1500 MW
•
Diego de
Almagro
4899 MW
Nueva
Diego de
Almagro
m  Salvo en algunos casos, varias con?ngencias llevaban a una recuperación dinámica del sistema insuficiente en términos de los ?empos de recuperación de las variables m  Problema: poca generación convencional operando en el SING Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Flujo máximo SIC à SING (2) m  Se requieren cambios en el despacho de forma de aumentar la can?dad de máquinas operando en el SING y mejorar así la recuperación del sistema durante fallas w  Se podría requerir la incorporación de unidades a mínimo técnico fuera de mérito económico G
1032 MW
G
Nueva
Encuentro-Crucero
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6853 MW
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SING
Los
Changos
Cumbres
Kapatur
•
2408 MW
Nueva
Cardones
Nueva
Maitencillo
SIC
1500 MW
•
Diego de
Almagro
Nueva
Diego de
Almagro
m  Para el caso de estudio, la incorporación forzada de la U16 y U14 a mínimo técnico permi?ó un desempeño adecuado del sistema frente a con?ngencias extremas m  Otras medidas correc?vas w  Incorporación de equipos FACTS w  Unidades de generación variable como parques eólicos y fotovoltaicos con capacidad de apoyo a la recuperación dinámica del sistema à inyección de corrientes reac?vas durante fallas •  Actualmente la norma técnica chilena no exige dicho apoyo salvo para casos de cortocircuitos bifásicos 4899 MW
Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Concentración de ERNC (1) m  La tabla resume los proyectos eólicos y fotovoltaicos operando en Chile así como el estado de los que se encuentran en evaluación ambiental (estado: Junio 2015) En operación SIC SING SIC SING Total En construcción RCA aprobada Eólicos [MW] 803 90 112 0 5.613 Fotovoltaicos [MW] 400 136 977 910 1.849 m  Altos niveles de generación en base a ERNC afectan de manera directa la operación, estabilidad y control de los sistemas eléctricos de potencia w  Diferencias grandes entre los principios operacionales y caracterís?cas inherentes de las ERNC con respecto a los generadores convencionales •  Conexión no sincrónica mediante conversores •  Variabilidad e incer?dumbre natural del recurso primario Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Eólico II Región: 99MW Solar II Región: 223 MW Paposo Concentración de ERNC (2) D. de Almagro m  Concentración de ERNC en los sistemas nacionales Cardones incluyendo los proyectos actualmente en construcción Solar III Región: 935 MW Maitencillo w  Zonas crí?cas en las cercanías de la interconexión Pan de Azúcar Fotovoltaico XV Región: 42 MW
Fotovoltaico I Región: 133,66 MW
Solar IV Región: 6,3 MW Eólico IV Región: 612 MW Los Vilos Polpaico Alto Jahuel Quillota Solar V Región: 144 MW Solar RM: 110,15 MW Eólico VI Región: 17,7 MW Ancoa Fotovoltaico II Región: 978,7 MW
Charrua Eólico I Región: 90 MW
Eólico VIII Región: 63 MW Cau?n Eólico IX Región: 88 WM Puerto Monr Eólico X Región: 36 WM Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Concentración de ERNC (3) m  Requerimientos de fault ride through (FRT) m  Norma?va actual en Chile deja espacio para posibles desconexiones masivas de ERNC dependiendo de varios factores w  Punto de operación, ?po de falla, niveles de cortocircuito en las cercanías de la falla y concentración de las TGV en la zona Debe permanecer conectado è  Posibles problemas desde el punto de vista de la estabilidad de frecuencia (acción de los EDAC y pérdida de suministro) m  Problemas de tensión en las zonas cercanas a la desconexión w  Problemas inherentes de estabilidad de voltaje de los sistemas nacionales (topología radial poco enmallada) podría llevar a problemas de estabilidad de voltaje è  Requerimientos de FRT deben impedir desconexiones masivas de generación durante cortocircuitos Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING Concentración de ERNC (4) m  Recuperación del sistema ante cortocircuitos w  Actualmente la norma exige apoyo a la recuperación dinámica del sistema mediante la inyección de corriente reac?va después de un cortocircuito sólo para cortocircuitos bifásicos è  Posible deterioro de la estabilidad de tensión del sistema è  Necesidad de inyección de corrientes de cortocircuito para todo 1po de falla en el sistema que lleve a caídas de tensión pronunciadas en cualquiera de las fases m  Altos niveles de concentración de ERNC no ayudan a disminuir la variabilidad (total) de dichas tecnologías è  Desa8os desde la perspec1va de la regulación de frecuencia del sistema Agenda m  Introducción m  Naturaleza de las oscilaciones en los SEP m  Desa6os de la interconexión SIC-­‐SING m  Conclusiones Conclusiones Conclusiones m  Incorporación de PSS resulta clave en la interconexión del SIC con el SING w  La sintonización “óp?ma” de los PSS depende del punto de operación del sistema w  Para un punto de operación, una sintonización de PSS podría funcionar perfecto mientras que para otro punto de operación no è  Necesidad de estudios exhaus?vos considerando una gran gama de puntos de operación que aseguren la seguridad del sistema frente a todo evento m  Máximo flujo SIC à SING è  Dependiendo de la demanda, posibles problemas con la recuperación del sistema durante fallas debido a escasez de máquinas operando en el SING m  Altos niveles de concentración geográfica de ERNC podrían traer consigo diferentes desa6os opera?vos para el sistema interconectado. Necesidad de cambios en: w  Requerimientos de FRT w  Requerimientos de inyección de corrientes reac?vas durante con?ngencias