IMPLICANCIAS DE INTEGRAR GENERACION CON RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES EN EL SEIN OCTUBRE 2011 ROBERTO RAMÍREZ A. COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA.

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1 IMPLICANCIAS DE INTEGRAR GENERACION CON RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES EN EL SEIN OCTUBRE 2011 ROBERTO RAMÍREZ A. COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA

2 1.GENERACION CON RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES 2

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4 2.ESTRUCTURA DEL SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) 4

5 NORTE CENTRO SUR L.T. 220 kV PARAMONGA-CHIMBOTE CCHH. YUNCAN Y YAUPI CT. AGUAYTIA CCHH. MANTARO Y RESTITUCIÓN CCTT. CHILCA, KALLPA, LAS FLORES CH. PLATANAL CCHH. CHIMAY Y YANANGO CCTT. VENTANILLA Y SANTA ROSA CH. HUINCO CT. MALACAS CH. CAÑON DEL PATO CT. TRUJILLO NORTE CH. CARHUAQUERO CH. MACHUPICCHU CH. SAN GABÁN CH. ARICOTA CH. CHARCANI V CCTT ILO 1 Y ILO 2 CT. MOLLENDO 5 L.T. 220 KV MANTARO - COTARUSE - SOCABAYA L.T. 220 kV CHIMBOTE-TRUJILLO SITUACION ACTUAL DE LA TRANSMISIÓN

6 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN A SETIEMBRE DE 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. 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) REPOTENCIACIÓN L.T. 220 kV MANTARO – SOCABAYA (AGO- 2011) L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO (SET - 2012) TRAMO. 220 kV CONOCOCHA – HUALLANCA (ENE - 2012) L.T. 220 kV INDEPENDENCIA – ICA 2°T (SET - 2011) CENTRO SUR NORTE

7 3.INDICADORES DE LA FORTALEZA DEL SEIN EN EL PERIODO 2011-2015 7

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9 9

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12 4.TECNOLOGIAS DE AEROGENERADORES 12

13 13 4.1GENERADOR DE INDUCCIÓN (SCIG)

14 14 4.2GENERADOR DE INDUCCIÓN DOBLEMENTE ALIMENTADO (DFIG)

15 15 4.3SÍNCRONO FULL CONVERTER (SFC)

16 16 4.4COMPARACION

17 5.ASPECTOS TECNICOS FUNDAMENTALES 17

18 5.1PUNTOS DE CONEXIÓN DEBILES Por sus bajos niveles de potencia de cortocircuito, las subestaciones del SEIN existentes en las zonas de mayor potencial eólico constituyen puntos débiles de conexión. La integración (conexión) de parques eólicos a subestaciones del SEIN en zonas eléctricamente débiles (alejadas de los centros de carga y con pocos recursos de generación convencional) presenta desafíos importantes. Será necesario analizar y superar estos problemas definidos por las características de la red. 18

19 5.2RIGIDEZ Y SOBRECARGAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISION Con l a integración de centrales de generación RER que no utilicen generadores síncronos conectados directamente a la red, se desplaza a centrales de generación convencionales de mayor costo provocando: (1)Disminución de la rigidez de las barras del sistema de transmisión (niveles de cortocircuito y sensitividad). (2)Sobrecargas indirectas en el sistema de troncal de transmisión. 19

20 5.3LIMITACIONES EN EL DESPACHO DE GENERACION CONVENCIONAL El mínimo técnico de las centrales de ciclo combinado (turbogas y turbovapor) es la principal restricción para la máxima generación eólica en escenarios de mínima demanda en avenida. Estas centrales no deben ser desplazadas y sacadas de servicio porque deben ser operadas en media y máxima demanda. Algunas unidades turbovapor deben estar operando por seguridad ante el mantenimiento de líneas de transmisión. 20

21 5.4DESEMPEÑO DINAMICO DEL SISTEMA INERCIA EQUIVALENTE La ecuación de oscilación se expresa como: 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. H EQ : inercia equivalente de los generadores síncronos conectados directamente al sistema. DISMINUCION DE LA INERCIA DEL SISTEMA 21

22 ESTATISMO EQUIVALENTE El estatismo equivalente del sistema se expresa como: P NOM : potencia nominal de los grupos en servicio. b p : estatismo permanentes de cada unidad. N: grupos de generación en servicio. K: grupos de generación que controlan su producción con la frecuencia. INCREMENTO DEL ESTATISMO DEL SISTEMA Y DE LOS TIEMPOS DE RESPUESTA 22

23 5.5NECESIDAD DE PARQUES Y TURBINAS EOLICAS CON CONTROLES AVANZADOS 23 Los equipos de generación eólica deben ofrecer capacidades que contribuyan a mejorar la confiabilidad de las redes eléctricas a la que estos equipos se conectan. (1)Es necesario que el control de tensión y potencia reactiva pueda realizarse utilizando y coordinando todos los generadores de un parque eólico. (2)En algunos casos puede requerirse limitar o controlar la potencia activa en un parque eólico para: limitar rampas de potencia súbitas, controlar los arranques y paradas de un parque o contribuir al control primario de frecuencia. (3)Apropiado comportamiento ante fallas en el sistema.

24 24 5.5.1 CONTROL DE POTENCIA REACTIVA El control de la tensión en el Punto de Conexión debe realizarse utilizando la capacidad de cada una de las turbinas eólicas para realizar un proceso preciso y continuo de control de la potencia reactiva. Así se reducen las fluctuaciones en las tensiones (Flicker) por las variaciones de la potencia activa y se mejorará la estabilidad reduciendo el riesgo por colapso de la tensión. Es necesario que los Parques Eólicos provean potencia reactiva en el Punto de Conexión en todas las condiciones de viento, es decir, aun cuando las condiciones de viento no permitan la generación de potencia activa (velocidad de viento por debajo del cut-in o sobre el cut-out).

25 25 5.5.2 CONTROL DE POTENCIA ACTIVA La desconexión de unidades de generación por fallas provocan subfrecuencias en el SEIN. Por ejemplo, el ERACMF de la Zona Norte del SEIN: Estas subfrecuencias deben ser toleradas por los aerogeneradores del Parque Eólico. Para que el parque eólico pueda aumentar su potencia activa en subfrecuencia será necesario que opere con reserva y un controlador para su apropiado manejo.

26 26 Para hacer frente a las sobrefrecuencias, el Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF) del SEIN tiene actualmente los siguientes ajustes: Estas sobrefrecuencias deben ser toleradas por los aerogeneradores del Parque Eólico, que deben disponer del controlador, para reducir la generación.

27 6. ESTUDIO MAXIMA INYECCION DE GENERACION EOLICA EN BARRAS DEL SEIN 27

28 28 6.1OBJETIVO Determinar la Máxima Inyección de Generación Eólica en barras candidatas del SEIN en el año 2013, de manera que se preserve la calidad del servicio y la seguridad de la operación del sistema. Las barras candidatas son las consideradas en las Bases de la Segunda Subasta de Generación RER- 2011.

29 6.2PREMISAS 29 Escenarios: máxima, media y mínima demanda en Estiaje del año 2013 y Avenida del 2014. Información de demanda, planes de obras de generación y transmisión tomados del Informe DP-02- 2011, Dirección de Planificación de Transmisión del COES, INFORME DE DIAGNOSTICO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN PERIODO 2013 – 2022, Febrero de 2011. En el horizonte seleccionado está en servicio la LT de 500 kV Chiclayo-Trujillo-Chimbote-Zapallal-Chilca- Marcona-Ocoña-Montalvo.

30 30 No se supone obras de transmisión o equipos de compensación reactiva adicionales para dar lugar a la generación eólica calculada. No es objeto del estudio el sistema de subtransmisión que recolecta la potencia producida en la central eólica ni la transmisión hasta el Punto de Conexión (Barra candidata). Se supone un generador eólico equivalente conectado en la barra candidata.

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32 6.3METODOLOGIA 32 Tiene los siguientes pasos: (1)Cálculo preliminar de las máximas inyecciones en las barras candidatas. (2)Operación en estado estacionario en condiciones de red “N” y “N-1”. (3)Cálculo definitivo de las máximas inyecciones en las barras candidatas. (4)Análisis dinámico: regulación de frecuencia y estabilidad transitoria. (5)Determinación definitiva de las máximas inyecciones.

33 6.3.1CÁLCULO PRELIMINAR DE LAS MÁXIMAS INYECCIONES 33 El índice de fluctuación de tensión IFT indica la variación porcentual de la tensión ante un cambio del 100 % de la potencia inyectada en una barra del sistema. IFT = 100  S NOM (MVA) / S CC (MVA) S NOM :Potencia Inyectada en la barra candidata. S CC: Potencia de cortocircuito trifásica en la barra, sin considerar el aporte del parque eólico. En zonas eólicas peruanas se esta aceptando inicialmente valores del orden de 5 %.

34 34 AREA BARRAS DE OFERTA TENSION [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 Tumbes601749 9 9129615481759 Talara2209594896848968486403284342103852 Piura Oeste22010885411045511055589545108354123662 La Niña2208854489445894459064598949104452 Chiclayo Oeste220140370142671142971140370142671142971 Guadalupe220150375154177154777168184175088178289 Trujillo Norte220230911523251162348117234311724371222476124 ENTRE HUACHO Y CHIMBOTE Chimbote 1220273813727601382803140280714029121462945147 Paramonga Nueva220248612425111262536127248812425391272565128 Huacho220177089178589179290176388179390180190 SUR DE ICA Ica220173287175188175188167284174587175288 Marcona220188094193597193697185593189295193797 SUR Montalvo220266113333401673348167324816226851343358168 Repartición138891458994590145900458954590345 Mollendo138358183591835918359183581836018 Tacna (Los Heroes)66308153141631516310163081531516

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36 6.3.2OPERACIÓN EN ESTADO ESTACIONARIO 36 Se incorporan generadores equivalentes en barras candidatas con capacidad de controlar las tensiones. Se desplaza del despacho o se reduce la generación de las centrales convencionales al mínimo técnico (por razones técnicas). El cumplimiento de los requisitos de tensión define la máxima generación eólica en las barras candidatas. Se evalúa el desempeño ante contingencias simples (N-1) y se define las nuevas máximas inyecciones por barra y por escenario.

37 6.3.3CÁLCULO DEFINITIVO DE LAS MÁXIMAS INYECCIONES 37 Se repite el paso (1) con la generación convencional desplazada por los valores preliminares de GE por barra. Al reducirse la Scc se reducen los valores de las máximas inyecciones por barra, lo que requiere un incremento de generación convencional, incrementándose la Scc en las barras candidatas. Las Scc se calculan suponiendo que los aerogeneradores tienen un aporte nulo en la corriente de cortocircuito en la barra candidata.

38 6.3.4ANALISIS DINAMICO 38 Con un modelo equivalente de los aerogeneradores se simula grandes perturbaciones en el SEIN para evaluar: 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.

39 6.3.5VALORES DEFINITIVOS 39 Si bien el desempeño de la regulación primaria se ve desmejorado por la incorporación de generación eólica adicional, el SEIN conserva una aceptable capacidad de control de la frecuencia ante desbalances importante de generación – demanda. Se observa una adecuada actuación del ERACMF en restablecer el desbalance, provocado por desconexión de generación factibles.

40 40 AREA BARRA CANDIDATA TENSION [KV] INYECCIONES [MW] (a) ADMISIBLE POR BARRA (b) TOTAL ADMISIBLE DEL AREA NORTE DE TRUJILLO Tumbes606 67 Talara22032 Piura Oeste22045 La Niña22041 Chiclayo Oeste22067 Guadalupe22073 Trujillo Norte220114 ENTRE HUACHO Y CHIMBOTE Chimbote 1220135 57 Paramonga Nueva220119 Huacho22084 SUR DE ICA Ica22081 169 Marcona22088 SUR Repartición13845 204 Mollendo13818 Montalvo220127 Tacna (Los Heroes)6615 INYECCION TOTAL EOLICA ADICIONAL [MW] 497 MAXIMA INYECCION DE GENERACION EOLICA (2013-2014)

41 7. CONCLUSIONES 41

42 (1)Por la estructura del sistema de transmisión y por la ubicación de las centrales convencionales de generación, el Área Norte y parte del Área Sur del SEIN presentan inapropiados indicadores de rigidez que hacen necesario establecer valores máximos de inyecciones de generación RER que no utilicen generadores síncronos conectados directamente a la red (GENERACION RER). 42

43 (2)Las tecnologías DFIG y SFC pueden ser aplicadas en los parques eólicos a instalarse en el SEIN. Estos diseños apuntan a incorporar señales de control adicionales para emular alguna contribución a la Regulación Primaria de Frecuencia. (3)En escenarios de mínima demanda en avenida, el mínimo técnico de las centrales de ciclo combinado (turbogas y turbovapor) es la principal restricción para la máxima GENERACION RER. Estas centrales no deben ser desplazadas porque deben ser operadas en media y máxima demanda. 43

44 (4)Cuando la GENERACION RER desplaza una magnitud equivalente de generación convencional se deteriora el comportamiento dinámico del sistema, debido a que disminuye la inercia, aumenta el estatismo equivalente y el tiempo de respuesta en la regulación primaria de frecuencia.Cuando la GENERACION RER desplaza una magnitud equivalente de generación convencional se deteriora el comportamiento dinámico del sistema, debido a que disminuye la inercia, aumenta el estatismo equivalente y el tiempo de respuesta en la regulación primaria de frecuencia. (5)Por necesidad de regulación de frecuencia es necesario establecer valores máximos de inyecciones de GENERACION RER en el SEIN (Ver Cuadro).Por necesidad de regulación de frecuencia es necesario establecer valores máximos de inyecciones de GENERACION RER en el SEIN (Ver Cuadro). 44

45 FIN 45

46 MODELO DE FASES DEL GI 46

47 La f.m.m giratoria del estator es: Su velocidad respecto de un observador ubicado en el estator es: La f.m.m giratoria del rotor es: 47

48 Para referir la f.m.m giratoria del rotor a un observador en el estator se reemplaza: Resulta: Entonces su velocidad respecto de un observador ubicado en el estator es: 48

49 Para que las f.m.m.s del estator y rotor se vean fijas desde un observador ubicado en el estator se debe cumplir: En estas condiciones el funcionamiento de la máquina de inducción es similar al de un generador síncrono, ya que tendrá dos campos giratorios estacionarios entre sí. Se le llama “asíncrona sincronizada”, presenta todas las ventajas de la generación síncrona y de la máquina de inducción. 49

50 SEGUNDA SUBASTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA RENOVABLE (24.08.2011) ADJUDICÓ 10 PROYECTOS Parque Eólico Tres Hermanas de 47.5 MW, punto de suministro Marcona 220 kV. La CT La Gringa V (biomasa con residuos urbanos) de 1.6 MW con punto de suministro Lima 220 kV. Proyecto Moquegua FV (tecnología solar) de 4.9 MW, punto de suministro Ilo ELP 138 kV. Centrales hidroeléctricas (77.7 MW): Canchayllo de 2.9 MW, Huatziroki I de 8.3 MW, Manta de 14.6 MW, RenovAndes H1 de 17.1 MW, 8 de Agosto de 16 MW, El Carmen de 5.1 MW y Runatullu III de 13.7 MW. 50