CONTROL DE FRECUENCIA Y

POTENCIA ACTIVA

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación

Variación de la Demanda

700

800

900

Demanda (MW)

Demanada del SIN (MW)

20

25

30

700

750

800

Demanda del SIN – Enero 2008

510

1520

10

20

30

300

400

500

600

700

hoursdays

Demanda (MW)

Horas

Días

5 10 15 20

5

10

15

20

400

450

500

550

600

650

Variación de la Demanda

700.00

800.00

900.00

Curva Promedio Semanal - Año 2008

Demanda del SIN – Enero 2008

300.00

400.00

500.00

600.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

MW

Horas

Demanda Semanal Distribución Actual Distribución 3 bloques - Propuesto Distribución 4 bloques - Propuesto

Equilibrio entre la Demanda y la Generación

Turbina

Gobernador

G

GeneradorValvula/Inyector

VelocidadCarga PL

Pm PeVapor/Agua

Sistema Generador – Carga Aislada

Un sistema opera en régimen permanente, cuando la potenciamecánica entrante al sistema desde las turbinas es igual a lapotencia eléctrica consumida por las cargas, descontando laspérdidas.

Sistema Generador – Carga Aislada

Balance de Energía en un Sistema Eléctrico

El Generador Sincrónico como Regulador de Potencia

Elementos principales del generador síncrono en el control de frecuencia

Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria

� El control de frecuencia en el sistema eléctrico interconectado debeconseguir que:

� Se mantenga el equilibrio entre generación y demanda

� Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema

� Se cumplan los compromisos de intercambio de energía con las áreas vecinasáreas vecinas

� Se mantenga la suficiente energía de reserva

� Para cumplir estos objetivos, el marco regulatorio debe organizar elfuncionamiento del sistema eléctrico para que su operacióncorresponda a un mercado de energía competitivo. Y el control defrecuencia-potencia se organiza en tres niveles: primario, secundario yterciario.

Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria

� El control primario, se presenta de manera inmediata luego de un desequilibrio entre la generación y la demanda, operando en un margen de tiempo de entre 2 y 20 segundos. Actuá de forma local en cada generador síncrono, atendiendo a la velocidad de giro del eje. La rapidez de este control está limitada por la propia inercia de los generadores.

� El control secundario, opera en un margen de tiempo de entre 20 � El control secundario, opera en un margen de tiempo de entre 20 segundos y 2 minutos. Actúa en el ámbito del área de control, atendiendo a la frecuencia y al intercambio de potencia con las áreas vecinas.

� El control terciario, opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos. Actúa en el ámbito de un sistema eléctrico extenso, buscando un reparto de cargas optimizado que asegure suficientes reservas de energía.

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación 4.- Control Automático de Generación

Modelo Generador - Carga

� El conjunto eje - turbina de ungenerador sincrónico gira sometido ados pares opuestos: el par mecánicoTm aportado desde la turbina tiende aacelerar el eje, mientras el parelectromagnético Te ejercido en elentrehierro del generador tiende afrenarlo.frenarlo.

� El diagrama de bloques querepresenta el sistema generador –carga, considera un tiempo dearranque mecánico (M = 2H) y unaconstante de amortiguamiento de lacarga (D), que es una constante querelaciona la variación de frecuenciacon el incremento de potencia debidoa ella.

Diagrama de bloques del generador/carga

Modelo del Primotor

� El primotor que impulsa un generador puede ser una turbina de vaporo una hidroturbina. El modelo del primotor debe relacionar la posiciónde la válvula que regula el flujo de vapor o agua y la potencia mecánicade salida de la turbina.

� Central térmica de vapor sin recalentamientoM

válvulaprimotor

P

PsG

∆

∆=)(

1)( =sG

� Central térmica de vapor con varias etapas

� Central hidroeléctrica - Turbina hidráulica

1

1)(

+⋅=

ssG

T

Tτ

1

1

1

1)(

+⋅

+⋅⋅⋅

+⋅=

s

s

ssG

RC

RC

T

T τ

τα

τ

1

21)(

+⋅

⋅⋅−=

s

ssG

H

HT

τ

τ

Regulador de Velocidad Isócrono

� El control de velocidad actúa conla señal de error de la velocidad,generando una señal de controlque modifica la potenciamecánica de la turbina en lacentral.

� Ante un error negativo de lafrecuencia, el regulador aumentala potencia mecánica aplicadasobre el eje, lo cual tiende areducir el error de frecuencia. Elefecto integrador del reguladorhace que el régimen permanentese alcance cuando el error defrecuencia es cero.

Esquema del Regulador Isócrono

Regulador con característica frecuencia-potencia negativa

� Para permitir que variosgeneradores participen en elcontrol primario de frecuenciadentro de un mismo sistema, seaplica en cada uno de ellos unacaracterística frecuencia-potenciaen régimen permanente negativa.en régimen permanente negativa.

� La constante R es la quedetermina la característica delregulador en régimenpermanente. La constante R seconoce como estatismo de ungenerador, y es igual a la relaciónentre el incremento relativo develocidad ∆ωr y el incrementorelativo de potencia de salida ∆Pm

Regulador Primario con Estatismo

Estatismo Permanente

Potencia Velocidad FrecuenciaRegulación

• El estatismo permanente (R) sedetermina de la siguientemanera:

• Característica Velocidad-Estatismo del

Gobernador

100ω

ωω%R

o

FLNL ×

−=

Estatismo Permanente

� El estatismo puede expresarse en valores unitarios o porcentuales. Porejemplo, un estatismo del 5% significa que un incremento defrecuencia del 5% provoca un incremento del 100% en la apertura de laválvula y en la potencia de salida.

Respuesta dinámica de un generador con estatismo

Generadores en Paralelo

� Si dos ó mas generadores que cuentan con estatismo permanente ensus gobernadores son conectados a un SEP, ellos tendrán una únicafrecuencia y compartirán la responsabilidad de estabilizar el sistemaante una variación en la carga . Para garantizar un comportamientoigual de la demanda en proporciones de las especificacionesnominales de las maquinas, es evidente que la característica develocidad-estatismo deben ser idénticas.

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

4.- Control Automático de Generación 4.- Control Automático de Generación

Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1

� Según la información del CNDC,del sistema eléctrico actualizadoa Enero 2008, la representaciónlineal del regulador de velocidad(Gobernador) de la unidadhidroeléctrica Huaji 1 delsistema hidroeléctrico de

sistema hidroeléctrico deZongo, es por medio del modeloestandarizado IEEEG2. Elmodelo IEEEG2 del gobernadorasociado al sistema hidráulicolineal, es el siguiente:

Modelo IEEEG2 del Regulador de Velocidad

Sistema Generador - Carga Aislada, Unidad Huaji 1

� Utilizando la herramienta computacional MATLAB/SIMULINK, sepuede simular el comportamiento de la unidad Huaji 1 suministrandoenergía a una carga aislada cuando se produce un incremento en lacarga.

Variación dela Carga

0.5Potencia

de Referencia

-0.4s+1

0.2s+1

Sistema HidraulicoPenstock/Turbina

1

7.36s+0.5

Sistema Electrico-MecánicoGenerador/Carga

2.12s+1

0.478s +9.61s+12

ServomotorGobernador IEEEG2

RespuestaFrecuencia y Potencia

-K-

Potencia Base

25

Ganancia Gobernado1/R

(1+u)*50

Frecuencia Base

Sistema Generador - Barra Infinita, Unidad Hidroeléctrica Huaji 1

Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador -Carga Aislada, Unidad Huaji 1

0 5 10 15 20 25 3046

47

48

49

50Frecuencia [Hz]

FRECUENCIA DEL SISTEMA

X: 20.01Y: 49.02

0 5 10 15 20 25 3046

Tiempo [s]

0 5 10 15 20 25 306

8

10

12

14

16

18

Tiempo [s]

Potencia [MW]

POTENCIA MECÁNICA

Sistema de Interconexión de dos Áreas

� Cada área es representadamediante una fuente de tensióninterna detrás de una reactanciaequivalente. El flujo de potenciaactiva a través de la línea deunión es:

� Linealizando alrededor del puntode equilibrio inicial definido porδ1o y δ2o,

Esquema de un sistema con dos áreas

Respuesta a un incremento de Carga Sistema Generador -Carga Aislada, Unidad Huaji 1

Sistema de Regulación Primaria de dos Áreas Eléctricas

Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Paz conformado por dos áreas

Hipótesis del estudio

� El sistema eléctrico de La Paz o Sistema Norte puede ser representadoa través de dos áreas eléctricas conformadas por las instalacionespertenecientes a las empresas de generación COBEE e HB queconforman el parque generador del Sistema Norte.

� Considerando que la producción de HB, cubre la demanda de losyungas que es aproximadamente de 5 MW y la demanda de La Paz, queyungas que es aproximadamente de 5 MW y la demanda de La Paz, queretira energía del SIN a través de Electropaz en el nodo Kenko. El parsincronizante de la línea Pichu – Kenko, se determinara considerandoal nodo Kenko como una barra infinita, para una potencia inyectada enel nodo Kenko de 75 MW con f.p. de 0.95, valor admitido en lascondiciones de desempeño mínimo del SIN.

Regulación Primaria del sistema eléctrico de La Paz conformado por dos áreas

SISTEMA NORTE - COBEE Y HB

Valvula Piloto

Valvula de Distribución

Servomotor Principal

Control Integral

Ymax

Ymin

Variación dela Carga HB

-K--1.268s+1

0.634s+1

Sistema HidraulicoPenstock/Turbina HB

1

2.448s+2

Sistema Electrico-MecánicoGenerador/Carga HB

RespuestaFrecuenciay Potencia HB

Potenciade Referencia

HB

100

PotenciaBase HB

1s

1s

1s

1s

(1+u)*50

Frecuencia Base HB

-K-

Control Proporcional

0.01s

0.05s+1

Control Derivativo

-K-

1/Tp

-K-

1/Tg

-K-

1/Tdv

Potencia TransportadaLT Chuquiaguillo - Kenko

Variación dela Carga COBEE

-0.4s+1

0.2s+1

Sistema HidraulicoPenstock/Turbina COBEE

1

9.788s+2

Sistema Electrico-MecánicoGenerador/Carga COBEE

2.12s+1

0.478s +9.61s+12

ServomotorGobernador IEEEG2

Respuesta Frecuencia yPotencia de Transferencia

Área Norte

RespuestaFrecuencia

y Potencia COBEE

Potenciade Referencia COBEE

100

PotenciaBase LP

100

PotenciaBase COBEE

-K-

Par Sinconizante LTChuquiaguillo - Kenko

1s

f(u)

Frecuencia Base LP

(1+u)*50

Frecuencia Base COBEE

-K-

EstatismoPermanente HB

-K-

EstatismoPermanente COBEE

Representación delSistema Eléctrico de La Paz

Respuesta de la Frecuencia del Sistema Norte a causa de la pérdida de 14 MW

49.9

49.95

50

50.05

50.1

X: 90.26Y: 49.89

FRECUENCIA DEL SISTEMA

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10049.6

49.65

49.7

49.75

49.8

49.85

49.9 Y: 49.89

Tiempo (s)

Frecuencia (Hz)

Datos Registrados (Medidos)

Datos de Simulación en computadora

Respuesta de Frecuencia y Potencia en la línea de Interconexión

49.7

49.8

49.9

50

Frecuencia (Hz)FRECUENCIA DEL SISTEMA

X: 490.5Y: 49.91

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 50049.6

Tiempo (s)

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 50073

74

75

76

77

78

Tiempo (s)

Potencia (MW)

TRANSFERENCIA DE LA LÍNEA PICHU - KENKO

Análisis de la desviación de la Frecuencia en Régimen Permanente

� La desviación de la frecuencia en régimen permanente se determina enbase a la aplicación del teorema de valor final a la función detransferencia del sistema Gobernador – Turbina.

� Generalizando la expresión anterior para n generadores en paralelo,

� A partir de este desarrollo se define el parámetro β llamadocaracterística de respuesta en frecuencia del área (AFCR) o respuestaestática en frecuencia del área.

Análisis de la desviación del flujo de potencia en sistemas interconectados en Régimen Permanente

� El error de flujo de potencia entre áreas en régimen permanente es:

Índice

1.- Introducción

2.- Modelo del Control de Frecuencia

3.- Regulación Primaria de Frecuencia

5.- Control Automático de Generación Generación

Introducción

� Los objetivos principales delcontrol automático de lageneración (Automatic generationcontrol / AGC) son la regulaciónde la frecuencia al valor nominalespecificado y mantener elintercambio de potencia entre las

Controlador P-f

∆fi

Vapor ∆Pci

Válvula Mecanismointercambio de potencia entre lasáreas al valor programado,mediante el ajuste de la potenciade salida de los generadoresseleccionados.

Válvula Mecanismo

de de control de

admisión la válvula

Generador

Máquina motriz ∆PGi+j∆QGi

∆fi Sensor de frecuencia Barras del Generador RED

Objetivos del Control Automático de Generación

• Operación económica del sistema

• Seguridad operativa

• Calidad de frecuencia y voltajeEstaciones deTrabajo deSistema SCADAy de aplicativos.

Sistemas de comunicación pública,red privada y celulares.

Bases de datospara aplicativos ySCADA

Servidores principalesy de respaldo

33

� La Ley N° 1604 de 21 de diciembre de 1994, definió lasresponsabilidades de los diferentes agentes:

Operación Integrada recursos del SINOperación segura, confiable y económica

Frecuencia del SINTensión STI

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

TRANSMISORES

Centro Nacional de Despacho de Carga

Supervisión activos propios o delegadosEjecución de maniobras

Operación de sus plantas generadoras

Planeación y operación activos propios o delegados

Calidad STIDisponibilidad de

activos

Cumplir despacho

Calidad servicio

TRANSMISORES

GENERADORES

DISTRIBUIDORES

34

Reportes Maniobras F, V Análisis Elec.Análisis Elec.Análisis Elec.Maniobras F, VManiobras F, VReportesReportes

Centro de Despacho de Carga (CDC)

34 de 47

Supervisión y ControlRedespacho Supervisión y ControlSupervisión y ControlRedespachoRedespacho

Análisis del Control Automático de Generación

� Para hacer el error de la frecuencia igual a cero se debe incluir uncontrol integral al gobernador que ajuste el valor de la potencia deentrada del generador.

� El Error de Área de Control (ACE) que tiene una componenteproporcional al error en la frecuencia del área y otra componenteproporcional al error en la frecuencia del área y otra componenteproporcional al error de los intercambios de potencia comprometidoscon esa área. Esta señal de error se introduce después a un integradorpara garantizar que se van a variar las potencias de entrada a losgeneradores hasta que el error del área sea cero. El ACE se definecomo

Sistema Troncal de Interconexión (STI)

Sistema Interconectado Nacional

Guaracachi

Región

Norte

Región

Oriental Región

Sucre

Aranjuez

Región Central

Región Sur

Mazo Cruz Urubo

Sucre

Karachipampa

VintoCarrasco Punutuma

130 MW130 MW

20 MW

140 MWPotosiRegión Oruro

Sud

San José Santivañez

10 MW