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“Proyecto TRES”
Estabilidad dinámica de redes eléctricas
insulares – Sistema eléctrico Canario.
Jornadas Técnicas do projecto TRES: Transição para um Modelo
Energético Sustentável para a Madeira, Açores e Canárias
28 de Março de 2011
Jesús Manuel de León Izquier
Departamento de Energías Renovables
Instituto Tecnológico de Canarias
CONTENIDO
1. ESTABILIDAD DINÁMICA, PARÁMETROS DE RED Y CALIDAD
DE SUMINISTRO ELÉCTRICO.
2. CRITERIOS DE EXPLOTACIÓN Y ACCESO A LA RED.
3. METODOLOGÍA PARA REALIZAR ESTUDIOS DE RED.
4. TRABAJOS DEL PROYECTO TRES – SISTEMAS ELÉCRICO
CANARIO (FUERTEVENTURA Y LANZAROTE).
BALANCE GENERACIÓN - DEMANDA1
PARÁMETROS DE RED Y CALIDAD DEL SUMINISTRO
CRITERIO LÍMITESNivel de tensión +/- 10% de Un (Integrada sobre 10 minutos)
Variación rápida de la tensión +/- 8% de Un (Integrado sobre 3 segundos)
Sobretensiones provocadas por faltas a tierras Un < 140 %
Distorsión Armónica de la tensión THD-U < 8%
Límites de variación de la frecuencia en régimen de funcionamiento normal
49,85Hz/50,15Hz (Integrada sobre 5 minutos)
Límites de variación de la frecuencia ante una contingencia
+/- 2% de 50Hz; 49Hz/51Hz (Integrada sobre 240ms)
Cualquier modificación en la red por ampliación, incorporación de nuevos equipos o cambios
de criterios de explotación puede suponer el incumpliendo de alguno de los requisitos de
seguridad o límites técnicos .
1
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
Los sistemas activos que participan en las redes eléctricas modernas
deben proporcionar los SERVICIOS COMPLEMENTARIOS que
permitan una explotación estable.
•Inercia.
•Capacidad de regulación primaria y secundaria.
•Control de tensión.
•Aportación de corriente de cortocircuito.
•Demanda gestionable.
•Almacenamiento energético a corto y medio plazo
2
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
Arranque de una bomba de 500 kW en un escenario de valle con generación hidráulica.
Frecuencia del sistema según la diferente Inercia, H, de las turbinas Pelton.
2
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS PARA SISTEMAS DE ENERGÍAS RENOVABLES
CAPACIDAD DE REGULACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN MÁQUINAS EÓLICAS
A medida que aumentan las renovables en los sistemas eléctricos insulares, se
hace necesario que también estas participen en la regulación y gestión de los
sistemas, dentro de sus limitaciones.
2
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS PARA SISTEMAS DE ENERGÍAS RENOVABLES
REGULACIÓN FRECUENCIA-POTENCIA EN MÁQUINAS EÓLICAS
2
CRITERIOS DE ACCESO A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Criterio de tensión en los nodos de red.
La tensión en la totalidad de nodos de la red se deberá mantener dentro del
margen de tensión nominal +/- 7% incluso con la totalidad de la producción a
régimen especial (EERR) conectados o desconectados.
Criterio de variación de tensión en la conexión/desconexión.
La conexión/desconexión de la producción a régimen especial, en el escenario
más desfavorable, no deberá provocar variaciones de tensión superiores al 5%
de la tensión nominal en el punto de conexión.
Criterio de flujo de energía.
La aportación de energía de la producción a régimen especial no debe
provocar en ningún caso la inversión del flujo de la energía en elementos de
regulación de tensión no preparados para ello.
2
CRITERIOS DE ACCESO A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Criterio del 50% de la capacidad térmica
Para cualquier nodo de la línea entre la cabecera y el punto de conexión, la
potencia total de la instalación junto con la capacidad ocupada, no debe
superar el 50% de la capacidad térmica en ese punto de la línea, entendiendo
este como el límite impuesto por el tramo más débil en el circuito que une este
punto con la cabecera de la línea y considerando también los elementos de
protección.
Criterio del 50% de la capacidad de transformación.
La potencia total de la instalación junto con la capacidad ocupada conectada a
la MT de una subestación, no superará el 50% de la capacidad de
transformación AT/MT para ese nivel de tensión. Se considerará la totalidad de
potencia de los generadores, con independencia de su conexión directa a
barras de subestación o conexión a través de MT y BT existentes.
2
CRITERIOS DE ACCESO A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Criterio del 5% de la potencia de cortocircuito de la red.
Para cualquier nodo de la línea entre la cabecera y el punto de conexión.
Considerado la generación no gestionables y en el escenario más
desfavorable, la potencia total de la instalación junto con la capacidad
ocupada, no excederá del 5% de la potencia de cortocircuito de la red. El
escenario más desfavorable será el de barras desacopladas, siempre que sea
ésta una configuración habitual en la explotación de la subestación.
Criterio del 5% de la potencia de cortocircuito en barras.
La totalidad de potencia de PRE no gestionable procedente de las diversas
líneas conectadas a unas barras de SE, considerando tanto el PRE en estudio
como la capacidad ocupada, no excederá del 5% de la potencia de
cortocircuito en las barras de MT de la SE.
2
ESTUDIOS DE RED – METODOLOGÍA
ESTABILIDAD DE TENSIÓN
/ FRECUENCIA
FLUJO DE CARGAS Y
SU OPTIMIZACIÓN
ANÁLISIS DE
CONTINGENCIAS
DESLASTRE DE
CARGAS
ESTRATEGIAS
DE OPERACIÓN
Y CONTROL
ESTABILIDAD
DINÁMICA
ANÁLISIS DE
CORTOCIRCUITOS
ESTUDIOS
DE RED
La solución óptima se obtiene después de muchas iteraciones.
Los estudios de red tienen por objetivo el análisis de los sistemas eléctricos en los
escenarios críticos, para la comprobación del cumplimento de la normativa y proporcionar
las garantías de seguridad necesarias.
Son muchos los criterios que deben tenerse en cuenta a la hora de explotar un sistema
eléctrico.
3
ANÁLISIS ESTACIONARIO
ESTUDIO NODAL.
Generación por nudo Potencia transportable en N-1 + Demanda valle del nudo.
Potencia instalada < 5% de potencia de cortocircuito.
Criterios territoriales. (Planificación y ordenación de infraestructuras energéticas).
ESTUDIO DE CAPACIDAD DE SISTEMA.
Los grupos de generación, mínimos técnicos, factores de potencia.
Perfil de tension de los sistemas.
Reserva rodante.
Criterios de la red de transporte.
Criterios de la red de distribución.
METODOLOGÍA3
ANÁLISIS DINÁMICO
Evaluación de los escenarios admisibles de los estudios estacionarios.
Simulación y evaluación del comportamiento del sistema eléctrico ante
cortocircuito trifásicos y pérdidas de grupo de red. Con y sin renovables,
criterios N-1, N-2.
Análisis de la evolución de la tensión y la frecuencia.
Análisis de oscilación de la potencia, sobrecargas y deslastres por
subfrecuencia.
METODOLOGÍA3
HUECOS DE TENSIÓN
1
0.8
0.2
0 0.5 1 15
0.95
Tiempo (seg.)
Duración de
la falta Despeje de la
falta
Punto de comienzo de la perturbación
0.95 pu
ZONA TENDENTE
A LA DESCONEXIÓN POR
SOBREVELOCIDAD
REDUCCIÓN DE LA
POTENCIA REACTIVA
GENERADA
AUMENTO DEMANDA
DE REACTIVA
UnU /
DEFECTOS EN
SEGUNDA
ZONA
PRIMERA ZONA
ACTUACIÓN PROTECCIÓN
FALLO INTERRUPTOR
pu85,0
DEMANDA/GENERACIÓN
REACTIVA DESDE/HACIA
EL PCC
Defecto en la red de transporte
Pérdida de
generación
eólica
3
HUECOS DE TENSIÓN
Sistema
eléctrico
de potencia
PCC 90kVar x 27 bloques = 2430 kVar
3
HUECOS DE TENSIÓN
Potencias activa y reactiva de un parque eólico durante un hueco de tensión
POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA
Azul P (W)
Verde Q (VA)
CEDE
REACTIVA
(Q+)
CONSUME
REACTIVA
(Q-)
CEDE
ACTIVA
(P+)
CONSUME
ACTIVA
(P-)
3
ESTUDIO DE ARMÓNICOS
Ejemplo de distribución armónica de la corriente de una máquina eólica.
3
ESTUDIO DE ARMÓNICOS
Distorsión armónica de la tensión en sistemas eléctricos débiles con alta presencia de energías
renovables.
MEDIDA EN EL PUNTO DE CONEXIÓN
COMPORTAMIENTO DEL MODELO
3
4
OBJETIVO 2 - ESTUDIOS DE RED.Socios
participantes
Act. 6 Recogida de información de infraestructura eléctrica existente.ITC, CABLAN,
AREAM, CABFUER,
Act. 7Elaboración de modelos matemáticos para la simulación
dinámica de las redes eléctricas insulares.ITC, CABLAN,
AREAM, CABFUER,
Act. 8Definición escenarios y análisis de resultados de la simulación
dinámica de las redes eléctricas.ITC, AREAM
Act. 9Elaboración de recomendaciones para reforzar sistemas
eléctricos insulares.ITC, CABLAN,
AREAM
Act. 10 Elaboración de matriz de decisión energética.ITC, CABLAN,
CABFUER, ARENA
PROYECTO TRES – SISTEMA ELÉCTRICO CANARIO. ESTUDIOS DE
ESTABILIDAD DINÁMICA DEL SISTEMA ELÉCTRICOS DE
FUERTEVENTURA Y LANZAROTE.
PROYECTO TRES – SISTEMA ELÉCTRICO CANARIO. ESTUDIOS DE
ESTABILIDAD DINÁMICA DEL SISTEMA ELÉCTRICOS DE
FUERTEVENTURA Y LANZAROTE.
PASOS REALIZADOS
Recopilación de datos básicos para análisis en estadoestacionario y análisis dinámico.
Incorporación en PSAT, software gratuito bajo el softwarecomercial MATLAB-Simulink (mayor compatibilidad conUniversidades y entornos académicos).
Validación en PSS/E, extensión de los datos, profundizaciónen los modelos y creación de modelos nuevos
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Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSAT4
Tras el cálculo del flujo de potencia por el sistema en estado estacionario y el correspondiente perfil de tensiones, se evaluaron una serie de posibles incidencias en análisis dinámico.
INCIDENCIAS EVALUADAS:
1. Corte de la Línea Corralejo-Playa Blanca2. Corte de la línea directa Las Salinas – Gran Tarajal a 66 kV
Corte de la Línea Corralejo-Playa Blanca: Ejemplo típico de estudio ¿Qué ocurre si se corta la interconexión?
Playa Blanca: gran caída
Corralejo: fuerte subidaPta. Grande eleva Q
Las Salinas disminuye Q
Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSAT4
Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSS/E4
Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSS/E4
Modelo de Grupos Convencionales
Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSS/E4
Modelo de Grupos Eólicos
Sistema Fuerteventura-Lanzarote: Modelo PSS/E4
MUCHAS GRACIAS
Playa de Pozo Izquierdo s/n
35119- Santa Lucía, Las Palmas
Para más información contactar con:
Jesús Manuel de León IzquierDepartamento de Energías Renovables
División de Investigación y Desarrollo Tecnológico
+34 928 727 519 (Tel)