Artículos Técnicos

Matriz energética de los países nórdicos – Parte 1

1. Introducción

El sistema eléctrico mundial está en la cúspide de la transición debido al actual aumento de la interconexión de renovables a la red [ 1 ]. Esta transición se debe principalmente al desarrollo tecnológico de la corriente continua de alto voltaje y a los sofisticados sistemas de medición de área amplia (WAMS) [ 2 , 3 ]. Sin embargo, la aplicación de esos avances tecnológicos no es sencilla debido a los diferentes desafíos operacionales relacionados con los WAMS, que se examinan y a los que se hace frente en este informe. Una de las principales cuestiones que se espera de la penetración masiva de las fuentes de energía renovable es la reducción de la inercia [ 4 ], que podría dar lugar a mayores desviaciones de frecuencia con respecto a la frecuencia nominal del sistema bajo una perturbación [ 5 ]. Mantener la estabilidad de la frecuencia dentro de los límites apropiados y dar una respuesta adecuada es de gran importancia, ya que alcanzar los límites del sistema puede provocar interrupciones del suministro, lo que a la larga puede provocar la falta de electricidad, también conocida como apagones [ 6 ]. Tradicionalmente, las centrales hidroeléctricas son la primera opción que más contribuye al control de la frecuencia en los sistemas eléctricos debido a su capacidad de controlar rápidamente el agua que fluye en las turbinas a través de su regulador. Los hidrocontroles, también conocidos como hidrogobernadores, son modelados usando funciones de transferencia de primer orden compuestas por ganancias y constantes de tiempo [ 7 ]. Para hacer frente a este desafío y mejorar las acciones del hidrogobernador, se han observado dos grupos de técnicas en la literatura. El primer grupo corresponde al uso de métodos de optimización y el segundo a la realización del controlador. Existen ventajas e inconvenientes en ambas direcciones, que se describen brevemente a continuación.

Se han aplicado algoritmos evolutivos como algoritmos genéticos en [ 8 ], en los que se ha optimizado el controlador del regulador de caída. El error de respuesta de frecuencia secundaria fue especialmente mejorado; sin embargo, el sobreimpulso, el tiempo de asentamiento y la amortiguación de la oscilación no fueron incluidos en las funciones de optimización. Abdolmaleki y otros [ 9 ] sintonizaron la ganancia de estatismo utilizando la colocación de polos para el control de la frecuencia de la carga en las centrales hidroeléctricas. Sin embargo, aunque esto muestra una mejora en la respuesta en frecuencia, la función de optimización estaba ausente. Un controlador de derivación integral proporcional de orden fraccional (PID), optimizado utilizando el algoritmo de optimización de la araña social, para el control secundario en sistemas de energía que incorporan generación distribuida, se presenta en [ 10 ]. En este caso, la función de optimización implicaba una desviación de frecuencia en las zonas conectadas y los resultados demostraron una mejora en la respuesta en frecuencia, incluyendo un modelo de energía eólica. Sin embargo, no se analizó la inercia. En [ 11 ] se propone un algoritmo basado en el enjambre, aplicado a los parámetros de sintonización del regulador para la regulación de la frecuencia. Los resultados de la simulación informática se realizaron para una instalación real de una central hidroeléctrica.

Por otra parte, en cuanto al enfoque del controlador de realización, los autores en [ 12 ] propusieron un control robusto basado en un observador de alta ganancia como parámetro ajustable para obtener una respuesta dinámica adecuada de una perturbación. Se ha diseñado una señal de control descentralizada para los hidrogobernadores utilizando el control H∞ en [ 13 ], mostrando la respuesta de velocidad durante diferentes perturbaciones. Utilizando un enfoque lineal de retroalimentación, los autores en [ 14 ] se propusieron diseñar un gobernador para tratar la estabilidad transitoria y amortiguar las oscilaciones en el sistema utilizado. Los autores en [ 15 ] presentaron un diseño de control robusto para los hidrogobernadores basado en señales de retroalimentación de estados internos adicionales y esto se compara con las arquitecturas tradicionales de PI y PID. En [ 16 ], se diseña una estructura de control PID difusa que muestra la posibilidad de incluir el término derivativo como una señal extra involucrada en el control del hidro-gobernador.

Estas contribuciones mencionadas muestran que los controladores óptimos de los gobernadores pueden ser una mejora general del control de la frecuencia primaria; sin embargo, esta es una solución provisional, especialmente cuando la generación no sincrónica aumenta continuamente y la dinámica de la red cambia. Por lo tanto, la motivación de esta investigación presenta una solución innovadora utilizando mediciones de la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF). Tradicionalmente, la RoCoF máxima se utiliza para activar los esquemas de protección local; sin embargo, en este trabajo, utilizamos la llamada RoCoF media calculada para un área y luego la comparamos con diferentes áreas a fin de proporcionar acciones para activar un esquema de control centralizado. Además, un sistema de energía/central eléctrica con una mayor inercia del sistema será más resistente a las perturbaciones de frecuencia que un sistema de energía con una menor inercia del sistema. Sin embargo, si la RoCoF que sigue a una desviación de frecuencia tiene una pendiente más pronunciada, esta medición puede aprovecharse para mejorar la reacción del controlador en otra/distinta región interconectada a través de WAMS, mejorando la respuesta en frecuencia general en todo el sistema. La evidencia de diferentes pendientes de RoCoF se ha encontrado en el sistema de la red nacional en el Reino Unido y en la Eirgrid en Irlanda, donde las mediciones de frecuencia separadas geográficamente muestran tal comportamiento [ 17 , 18 ]. Tal escasez geográfica de inercia puede provocar mayores excursiones de frecuencia y riesgos para la estabilidad de la separación [ 19 ].

Otro ejemplo de respuestas diferentes de frecuencia inercial en los países vecinos comunicados en línea de interconexión se observa en la región de América Central, donde los cortes de energía en cualquiera de los países vecinos causan fuertes desequilibrios de frecuencia [ 20 ]. Este desajuste geográfico-eléctrico puede en realidad proporcionar una solución innovadora para los sistemas interconectados de baja inercia, la compartición de RoCoF de área amplia (WARS). Dado que la inercia de un sistema de energía/central eléctrica afecta al RoCoF después de un evento del sistema, otra posible mejora para contrarrestar la gran penetración de la generación no síncrona es añadir mediciones remotas/suplementarias de RoCoF con pendientes escalonadas a las locales, alterando así la reacción del controlador según las zonas geográficas de baja inercia que están interconectadas. La relación entre la inercia del sistema y el RoCoF puede ilustrarse mediante la ecuación de oscilación que se muestra en

donde H es la constante de inercia total del sistema (uno o varios interconectados) y ΔP es el cambio de potencia total.
Para dar un contexto más amplio al trabajo en este documento, ya que las centrales hidroeléctricas de respuesta rápida se han utilizado para añadir de manera eficiente y fiable la generación no sincrónica a los sistemas de energía eléctrica, muchos de los gobernadores en uso en Suecia están mejorando los procesos de los controladores mecánicos a los automatizados [ 21 , 22 ].

Motivado por este desafío, y por el aumento de las instalaciones no síncronas, que reduce la inercia del sistema, este trabajo propone un enfoque novedoso para contrarrestar tales cambios dinámicos. Un WAMS para compartir la señal RoCoF (WARS) desde zonas con pendientes más pronunciadas hacia otras zonas, a fin de invocar una reacción más rápida en los hidrogobernadores remotos, que en conjunto contribuyen a la respuesta en frecuencia en el marco del centro de inercia (CoI). Este método WARS se compara luego con otro método en el que los parámetros óptimos de los hidrogobernadores se obtienen mediante un método de optimización del algoritmo de recocido simulado (SAA). Se proponen dos señales comparativas diferentes: i) el valor medio del RoCoF obtenido a partir de mediciones locales y remotas y ii) el valor absoluto máximo de las mediciones locales y remotas del RoCoF. Además, se analizan la estabilidad de los subsistemas y el impacto del retardo en el canal de comunicación. Los métodos propuestos se prueban y comparan en un sistema de referencia que emula la respuesta en frecuencia del sistema nórdico.

Se ha publicado una versión preliminar de este trabajo en [ 23 ], donde se ha propuesto un sistema de control en red para contrarrestar la integración de la generación no sincronizada. Este trabajo contiene diferencias sustanciales con el método propuesto y nuevas simulaciones que no aparecen en [ 23 ]. A diferencia de [ 23 ], este trabajo se centra en el uso de WAMS para compartir la inercia de las zonas de baja inercia con el fin de mejorar el control general de la frecuencia primaria. Además, también se da el marco teórico y las características de optimización.

El documento se organiza de la siguiente manera: en la sección 2, se introducen la respuesta en frecuencia, la métrica de rendimiento y la métrica de medición. En la Sección 4 se presenta el método propuesto para reforzar el control de la frecuencia primaria a fin de contrarrestar la posible reducción de la inercia. La Sección 3 presenta la perspectiva de la modelización de los sistemas de potencia de baja inercia y establece el sistema de referencia de la prueba. La Sección 6 presenta los resultados de la simulación considerando un modelo agregado del sistema nórdico, donde se interconectan tres áreas operacionales diferentes. En una de las áreas se ha reducido la inercia para aplicar el método de compartición de RoCoF y observar el impacto en el control de la frecuencia del sistema, y se muestra la mejora por el método presentado. Por último, se presentan las conclusiones y los trabajos futuros.

2. Preliminares del sistema de energía

2.1 Respuesta en frecuencia del sistema de energía

En el sistema conjunto de los países nórdicos (Finlandia, Suecia, Noruega y Dinamarca Oriental), las obligaciones de mantenimiento de reservas se han acordado en el Acuerdo de Operación del Sistema entre los operadores de los sistemas de transmisión nórdicos (TSO).

La producción de electricidad debe ser igual al consumo de electricidad en todo momento. El equilibrio entre la producción y el consumo se indica mediante la frecuencia de la red eléctrica, que tiene un valor nominal de 50,0 Hz. Los operadores del mercado planifican y equilibran su consumo y producción con antelación, pero en la práctica hay desviaciones durante cada hora [ 24 ].

En un sistema sincrónico, en el caso de perder una unidad generadora, la frecuencia disminuye debido al desequilibrio entre la generación y la carga. La Fig. 1 muestra la respuesta dinámica de la frecuencia del sistema después de la desconexión de un generador para un sistema típico.

Fig. 1 Power system frequency response

La respuesta dinámica se divide en dos períodos: Períodos de respuesta de control primario y secundario. Durante el primer período, la respuesta inercial de las máquinas giratorias en todo el sistema reacciona liberando o almacenando energía cinética que tiende a reducir la desviación de frecuencia. La inercia del sistema se define como la cantidad total de energía cinética almacenada en todas las masas en rotación.
La constante de inercia de un generador individual puede interpretarse como el tiempo en que ese generador puede proporcionar toda la potencia de salida a partir de su energía cinética almacenada, tomando valores entre 2 y 9 s típicamente.

Más allá de la respuesta inercial, la frecuencia se estabiliza y luego se restablece a la frecuencia nominal mediante la reserva de contención de frecuencia (FCR) por acción del regulador y los controladores secundarios, respectivamente. La FCR actúa como un regulador proporcional que evita grandes desviaciones de la frecuencia; sin embargo, debido a su característica de control, conserva un error de estado estable. La respuesta temporal de este control se da en segundos (típicamente <30 s).

El objetivo del FCR es estabilizar las perturbaciones de frecuencia en toda la red de alta tensión conectada (internacionalmente), independientemente de la causa y el lugar de las perturbaciones. Las perturbaciones de frecuencia severas pueden conducir a la eliminación automática de la carga y en el peor de los casos causar un apagón. La FCR se utiliza para el control constante de la frecuencia y se puede clasificar en dos categorías: FCR para funcionamiento normal (FCR-N) y FCR para perturbaciones (FCR-D) [ 25 ]. El FCR-N y el FCR-D son potencias activas momentáneas para la regulación de la frecuencia y se activan automáticamente por la frecuencia del sistema. Sin embargo, FCR-D reacciona bajo una larga perturbación y se asocia con la acción de los gobernadores. Tanto la FCR-N como la FCR-D tienen su propio mercado. Nótese que el desarrollado en este documento está en el marco de FCR-D [ 26 ].

Las reservas de restauración de frecuencia devuelven la frecuencia a su valor nominal y también restauran las reservas; su tiempo de despliegue está dado en minutos.

2.2 Métricas de rendimiento

Después de una perturbación en el sistema, en particular dada una perturbación de paso negativa como un aumento repentino de la carga o una caída de la generación en , se definen las siguientes métricas para cuantificar la acción de la acción de control distribuida:

  • El nadir es la máxima desviación de frecuencia dinámica después de una perturbación/contingencia de potencia activa. Está dominada por la inercia del sistema y la respuesta de los gobernadores. Empleando los parámetros óptimos de los gobernadores, el nadir de frecuencia puede reducirse.
  • El tiempo nadir es el tiempo asociado a la ocurrencia del nadir.
  • El tiempo de asentamiento se utiliza para estudiar la condición transitoria y para tener una marca de tiempo para evaluar la acción de control sobre la frecuencia de asentamiento.

El objetivo es reducir el nadir y disminuir la diferencia de tiempo entre y a un margen apropiado en el que se mejore la reacción de respuesta y evitar cualquier oscilación en la respuesta.

2.3 Métricas de medición

Para tener una medición agregada de la frecuencia de todo un sistema interconectado, se utiliza el CoI, que se calcula en base a las velocidades individuales ωi y las constantes de inercia de los generadores síncronos Hi .

Suponiendo el conjunto G de los generadores síncronos, la expresión para calcular el CoI es

Además, dado que ( 2 ) y ( 3 ) cubren sólo una subred del sistema de energía (por ejemplo, un país o una región), entonces se deben reunir y compartir varias mediciones de RoCoF referidas al CoI de las subredes involucradas. Por ejemplo, una red de sistemas eléctricos con dos áreas operativas establecidas tiene que utilizar dos mediciones de RoCoFCoI. Sin embargo, cabe mencionar que los valores que puede alcanzar un sistema RoCoF con subcoeficiente dependen de la configuración dinámica del sistema, la magnitud y ubicación de la contingencia, el tiempo de eliminación de la falla y los controladores del sistema de energía instalados en el sistema.

3. Modelización de sistemas de energía de baja inercia

3.1 Integración de la generación no síncrona

El sistema de energía nórdico (NPS) basa su producción de energía en varias fuentes de generación renovables [ 27 ]. La demanda de energía básica en Suecia y Finlandia es, en gran medida, suministrada por la producción nuclear; mientras que la principal fuente de Noruega es la producción hidroeléctrica [ 28 ]. Considerando la capacidad instalada de los tres países en la NPS, las diferentes fuentes de electricidad se muestran en la Fig. 2 .

Fig. 2 Generación de energía en los países nórdicos

La contribución de las diversas fuentes de generación de energía por país se indica en sus respectivos gráficos circulares, así como la suma agregada.
A medida que la región europea trata de aumentar su generación no sincrónica, varios países inyectarán más energía eólica en el futuro, reduciendo así la capacidad operativa de respuesta en frecuencia en caso de posibles desequilibrios [ 29 ]. Teniendo en cuenta las futuras reducciones o incluso el cierre total de las unidades térmicas nucleares que están siendo sustituidas por energías renovables, el control de la respuesta en frecuencia pertenece a las unidades de energía hidráulica. Por lo tanto, se requieren métodos novedosos para mejorar la respuesta en frecuencia en los sistemas de energía con baja inercia.

Además, la infraestructura de comunicación de los sistemas de energía actuales y futuros se basa en las PMU a lo largo de la NPS [ 30 ]. Esto permitirá la aplicación del sistema WAMS para la vigilancia de las zonas operativas y la transmisión de la información necesaria para activar servicios auxiliares para los hidrogobernadores que puedan contrarrestar la baja inercia y mejorar la respuesta en frecuencia a tiempo.

3.2 Modelización de la respuesta en frecuencia primaria

El objetivo de un sistema de gobierno de turbina, instalado en una unidad generadora, es producir una potencia deseada que está determinada en parte por el valor establecido para la potencia producida y en parte por una contribución originada en el control de frecuencia [ 31 ]. En este contexto, este último es de interés.

La Fig. 3 muestra un diagrama esquemático del modelo de sistema que combina el regulador principal electromecánico, la hidroturbina, el generador y la carga.

Fig. 3 Modelo de sistema

Los detalles del gobernador se proporcionan en el esquema ampliado.
El modelo que incluye el sistema de gobierno, el servo y la turbina i está dado por

donde las constantes significan la constante del servo piloto, la constante de tiempo del agua, la constante del controlador integral, la constante del controlador proporcional, la constante de tiempo de restablecimiento, la caída permanente, la constante de inercia y la amortiguación, respectivamente.

3.3 Análisis de estabilidad

Para garantizar que los hidrogobernadores se mantengan estables en el marco de futuras mejoras, es necesario garantizar una región de estabilidad.

Teorema 1

El sistema de energía descrito por ( 4 ) es estable para

Prueba

La estabilidad de ( 4 ) está determinada por los valores propios de A. Las raíces del polinomio característico de A están dadas por

Dado que el modelo de hidrogobernador utilizado es lineal ( 5 ), el criterio de estabilidad de Routh-Hurwitz cumple la prueba de estabilidad (véase la sección 8).

La Fig. 4 muestra un gráfico de frente a y muestra la región de estabilidad para el gobernador PI basado. representa un vector de los parámetros y que están dentro de la región de estabilidad .

Fig. 4 Región de estabilidad Ωs para el gobernador del PI con sede en

Continuaremos en la segunda parte de este artículo…

Gracias a Francisco Gonzalez-Longatt por compartir este excelente artículo.

Deja un comentario

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

Botón volver arriba