Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados
This presentation is the property of its rightful owner.
Sponsored Links
1 / 37

Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados PowerPoint PPT Presentation


  • 62 Views
  • Uploaded on
  • Presentation posted in: General

Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados. Carlos Martinez M.Sc. Rafael Campo Ph.D. [email protected] SIGLAS. FERC : Federal Energy Regulatory Commission: Regulador Federal de USA, con jurisdición cuando hay interconexiones entre estados ;

Download Presentation

Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation

Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author.While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server.


- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - E N D - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Presentation Transcript


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Control de Frecuencia en SistemasEléctricosInterconectados

Carlos Martinez M.Sc.

Rafael Campo Ph.D.

[email protected]


Siglas

SIGLAS

  • FERC: Federal Energy Regulatory Commission: Regulador Federal de USA, con jurisdicióncuando hay interconexiones entre estados;

  • NERC: North American Electric Reliability Corporation. Susfunciones y podercambiaron con la Ley Eléctricaaprobada a raiz del apagón de Agosto de 2003;

  • CERTS: Consortium for Electric Reliability Technology Solutions;

  • DOE: Departamento de Energía de USA


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

SistemasInterconectadosen Norte América y Datos de Frecuencia de Alta Resolución


Interconexiones y consejos regionales de confiabilidad del sistema de potencia usa hq

Interconexiones y ConsejosRegionales de Confiabilidad del Sistema de Potencia USA - HQ


Tama os relativos demanda en mw

TamañosRelativos (Demanda en MW)

  • Interconexión del Este (EI) ~ 650,000 MW;

  • Interconexión del Oeste (WECC) ~ 190,000 MW (30% de la EI);

  • ERCOT (Texas) ~ 65,000 MW (10% de EI);

  • HQ (Quebec) ~ 32,500 MW (5% de EI);

  • Total aproximado ~ 940,000 MW


Medidas de fasores disponibles para analisis de frecuencia

MEDIDAS DE FASORES DISPONIBLES PARA ANALISIS DE FRECUENCIA


Niveles tradicionales y nuevos en gerencia de la confiabilidad en usa

NivelesTradicionales y Nuevos en Gerencia de la Confiabilidad en USA


Reportes de confiabilidad m tricas y usuarios

Reportes de Confiabilidad, Métricas y Usuarios


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Conceptos y Niveles deControl de Frecuencia


Niveles de control de frecuencia

Niveles de Control de Frecuencia

  • Primaria, depende de la inercia de los generadores. Primeros 12-20 segundosluego de la contingencia;

  • Secundaria: AGC. Decenas de segundos a minutos;

  • Terciaria: Reservas. Minutos a decenas de minutos;

  • Acáhablamos de Control Primario, quedepende de la “Inercia” de los generadores, la acción de los gobernadores de lasturbinas y de la respuesta de la Demanda(generalmenteMotoressincrónicos);

  • La Magnitud, la Velocidad y la Sostenibilidaddel Control Primario, son críticasparacompensarcaída de la frecuencia y evitarqueactúen los relés de frecuencia;


Respuesta primaria de frecuencia i

RespuestaPrimaria de Frecuencia I


Respuesta primaria de frecuencia ii

RespuestaPrimaria de Frecuencia II

Pérdida de un Generador de 1,000 MW (NERC)


Controles primario secundario y terciario

ControlesPrimario, Secundario y Terciario


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Problemas de Control de Frecuencia en NivelesPrimario y Secundario


Overview problemas de control de frecuencia sistemas interconnectados

Overview – Problemas de Control de FrecuenciaSistemasInterconnectados

  • Control Primario:

    • Reducción de inerciadebido a renovables, creandoriesgos de frequenciasdemasiadobajasdurantelascontingencias;

    • Reduccióntemprana de respuestaprimaria, extendiendo el tiempo de recuperación de la frecuencia a 60.00 Hz

  • Control Secundario

    • Bajosniveles de regulacióndurante el principio/final de productostípicos del Mercado de Energía

    • Baja respuesta de generadoresdurantecontingencias, pornivelesincorrectos de control de los generadores

    • Tiemposdemasiado largos paraque la frequenciaregrese a la frequenciaobjetivo, 60 Hz


Problemas control primario

Problemas-Control Primario

  • Esquema de mercados: generadoresinvolucradosconsideranquetodossusgastosporproporcionar FR no son adecuadamentecompensados (o les conviene “sustraer” generación en condiciones de escasez, paraincrementarprecios: “early withdrawn”);

  • Recursosrenovables, especialmenteeólicos, que en Texas representan un 25% de la generación total, tienenpoca “inercia” (Ciertotipo de turbinaseólicasposeencontroleselectrónicosqueproporcionanrespuestainercialsintéticaadicional a la “natural”, a partir de la energíaguardada en generadoresasíncronos; ERCOT exigequetodaslasúnidadeseólicasnuevastenganestascaracterísticas. GE fabrica).


Precios del mercado spot en houston us mwh en un mismo d a

Precios del Mercado Spot en Houston (US$/MWh)en un mismodía


Respuesta de frecuencia de las interconexiones de usa 2002 2008

Respuestade Frecuencia de lasInterconexiones de USA (2002-2008)


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

PERFILES TIPICOS DE FRECUENCIA Y ESTADISTICAS DE EVENTOS CRITICOS PARA IDENTIFICAR PROBLEMAS DE CONTROL DE FRECUENCIA


An lisis estad stico detallado mediante box plots

AnálisisEstadísticoDetalladoMediante Box-Plots


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Soluciones y AplicacionesparaAnalizar y DefinirAcciones a Problemas deControl de Frecuencia


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Soluciones y Aplicaciones para Problemas de

Control de Frequencia


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

Procesos para DefinirEstándares para Control Primario


Determinaci n de obligaci n de respuesta de frecuencia para las interconexiones ifro i

Determinación de Obligación de Respuesta de FrecuenciaparalasInterconexiones (IFRO) (I)

Definición de “evento” de pérdida de generación (= mayor contingenciaque la I/C puede “manejar”);

(2) Determinación del máximoΔ f

Debeprotegerse a cadainterconexión de la mayor “excursión” de frecuenciaque no active susrelés de desconexiónporbajafrecuencia (59.7 Hz para la Interconexión Este, un poco mayor que 59.5);

Estadísticamente se calculan un “margen natural” de variación de la frecuencia, referido a unaconfiabilidad de “un día en 10 años”. Se redondea a 0.060 Hz. El segundomargencompensapordiferencias entre lasfrecuencias de los puntos B y C, debidas a quelas BA miden con SCADA y la frecuencia con PMU. Resultaser 0.008. Total, 0.68;

Δf = 60.000 – 59.700 - .068 = 0.232;


Ajuste de power law a eventos de p rdida de generaci n

Ajuste de “Power Law” a Eventos de Pérdida de Generación

Power Law: Pr(X ≥ x) = (x / Xmin)- α + 1 se ajusta con base en datoshistóricos;

  • Se ajusta “Power Law” a la cola y normal al resto;

  • Entonces la probabilidad de obervar un evento de 5000 MW esmenos de 5%, esdecir, no seráobservado con probabilidad de al menos 95%


Determinaci n de obligaci n de respuesta de frecuencia para las interconexiones ifro ii

Determinación de Obligación de Respuesta de FrecuenciaparalasInterconexiones (IFRO) (II)

Finalmente, IFRO = - 4500/2.32 = - 1,940 MW (=0.321% de la carga total)

60

0.232

.300

0.068 = 0.060+0.008

59.7


Est ndar de respuesta de frecuencia ferc y nerc 2013

Estándar de Respuesta de Frecuencia(FERC y NERC – 2013)

FR = MW/0.1 Hz; se usa la mediana de los eventos de frecuenciareportados en un año dado.


Procedimiento para determinar est ndar de fr

ProcedimientoparadeterminarEstándar de FR

  • CERTS propone standard, basado en gráficashistóricas (ver EI);

  • Comitéanaliza y elaborapropuesta;

  • FERC aprueba/rechazapropuesta;

  • Se trata de quehayaunos 25 a 30 eventosporaño;

  • Con base en la frecuencia, NERC determina la obligación de frecuencia de la interconexión , FRO;

  • Con base en la FRO de la I/C, NERC calculalasobligaciones de las BA, a pro-rata de su (GeneraciónAnual + DemandaAnual) (MWH);

  • Nota1: Balancing Authority = Control Area, anteriormente, unacompañía, ahorapuedeser un generador. Debesatisfacercondiciones de NERC;

  • Nota 2: La frecuencia a la cual se activan los reles de bajafrecuencia en la Interconexiónbajoestudio se suponeigual a 59.7 Hz;


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

CRITERIOS PARA IDENTIFICAR EVENTOS (CONTINGENCIAS) DE GENERACION Y CARGA

Max Point

Criteria 2 (2011) – Events in pink color in monthly report:

Events reported by NERC SA Group

Criteria 1(2010) – Events in black color in monthly report

Frequency

Delta

Rolling 15 sec.

window

Criteria 3(2013)– Events in yellow color in monthly report:

I1:Iffrequency delta isgreaterthan 30 mHzand thelowestfrequencyisbelow 59.96 Hz withinthesame15- sec. window.

I3: Iflowestfrequencyisbelow 59.90 Hz orhighestfrequencyisabove 60.10 Hz in a 15-sec. window.

Min Point

Criterio 1: Para cualquierperíodorodante de 15 segundos, Δ f (= max – min) debeser inferior a 40 mHzpara EI, 70 mHzpara WECC, 90 mHzpara ERCOT y 300 mHzpara HQ


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

NecesidadesInformáticasparaSuportarEstándares de Control Primario y MonitorearCumplimiento con el Estándard


Necesidades inform ticas

NecesidadesInformáticas

  • Se requieremanejomasivo de datos (big data) paraidentificareventos (cadasegundo hay 30 mediciones de PMUs; alrededor de 78 millones de medicionespormesporinterconexión; debenguardarsepara 10 años ~ 9.46 mil millones de records por PMU);

  • Proporcionamosejemplos de reportes y de estructurainformáticarequerida;


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

FREQUENCY PROFILES – ASR MONTHLY EVENTS REPORT


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

OVERVIEW – ASR DATA ARCHITECTURE WITH PRIMARY AND SECONDARY

BACKUPS FOR CREATING RELIABIITY PERFORMANCE REPORTS09.23.13

.

10


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

OVERVIEW - ASR BIG-DATA STRUCTURE AND PROCESSES FOR CREATING MONTHLY NERC EVENTS REPORTS 09.23.13

OBJECTIVE -Collectcustomermulti-year data and securily archive in ASR FTPco & Dropbox

OBJECTIVE- Convert from CSV to XDF highlycompressformatextendingthe XDF withlaggingparametersforusing in Function 3.

OBJECTIVE - Identifyinterconsgeneration and load frequencyevents and create and save 2, 15 minutes data with 1-sec. resolutionforeachevent.

OBJECTIVE– Join 4 1-min SCADA files (include in Net ACE)using 5 variables requireforestimatingMWLoss and Frequency Response in function 5.

OBJECTIVE– Identify data outliers, filter and separateeventswithbad data, createand archive ASR Events Master use for performance analysis and for producing customer reports in Function 6.

OBJECTIVE - Createand savetwoeventreports. A firstforcomparingwith EPG (allevents) and a secondwithonlygood data qualityeventsfordeliveringto NERC.

10-sec.,1min. resolutions

Customer Data

Multi-year 1- second PMU data, 10 second and 1- minute SCADA CSV data, NERC-FWG, MISO, EPG and CPS2 lists.

NERC-FWG, MISO, EPG and CPS2 lists

ASR Function6

Library(ASR.Reports)

AS5(dir, month, year).

ASR Function4

Library(ASR.Reports)

AS3(from_month_file,to_month_file,from_month,to_month,year,dir,merged,read_ftp).

ASR Function5

Library(ASR.Reports)

AS4(from_month,to_month,from_year,to_year,last_file_from,EPG_list,NERC_list,MISO_list, dir).

ASR Function3

Library(ASR.Reports)

AS2(dir,year,from_period,to_period,from_month,to_month,Eastern,Western,Hydro_Quebec,ERCOT).

ASR Function2

Library(ASR.Reports)

AS1(dir,year,from_month,to_month,month_select,Eastern,Western,Hydro_Quebec,ERCOT,read_ftp).

1min.

ASR Function1

Change names of zip file and csv file within zip file and securely locate in ASR FTPco or Dropbox (Filezilla)

RdataEvents

15min.

(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013

jan2jan_events_15min

_fromAS2.RData

ASR Events Master

CSV (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_ASRmaster_

fromAS4.csv

Report EPG

(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_

Events_Montly_Reports_to_EPG_NERC_fromEPG\ASR_Monthly_Reports_to_EPG\EPG_report_jan2013_

ProduceBy_ASR.pdf

1sec. resolution

1-Minute

Ext. Data CSV

(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_ext1mindata_2013jan

2jan_fromAS3.csv

ASR FTPco

\FTP MISO\ Interc_Events_1SecData

\2013\EI,

Interc_Events_10SecData

\2013\EI,

Interc_Events_1MinData

\2013\EI

  • XDF_ext

  • (ASR-Dropbox)

  • ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan

  • 2jan_ext_fromAS1.xdf

ASR Master NERC

Rdata (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_mastereven

Ts_NERC_fromAS4.RData

Report NERC

(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_

Events_Montly_Reports_to_EPG_NERC_fromEPG\ASR_Monthly_Reports_to_NERC\NERC_report_jan2013_

ProduceBy_ASR.pdf

RdataEvents

2min.

(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_events _2min

_fromAS2.RData

ASR Master EPG

Rdata (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_mastereven

Ts_EPG_fromAS4.RData

ASR Dropbox

NERC_EPG_MISO_Input_Data\NERC_1Second_PMU_Data, NERC_10 Second_SCADA_Data, NERC_1 Minute_SCADA_Data

Production

Reports

7 - 10 Minutes per month

20 - 53 Minutes per month

10 - 20 Minutes

CONFIDENTIAL - Do Not Copy or Route Without Written ASR Authorizatvion

2 - 5 Minutes per month-

4 - 10 Minutes per month

5 - 10 Minutes per month


Control de frecuencia en sistemas el ctricos interconectados

OVERVIEW - PROCESSES FOR PRODUCING EVENTS REPORTS

AND STATISTICS FOR ANALYSIS- Revision:10.01.13

PROCESS 7

Statistics for

Input Data (XDF)

PROCESS 1

Prepare-Filter Customer Phasor/SCADA Data

PROCESS 3

Identify Candidate Events

PROCESS 5

Filter Bad Events Due to Bad Data

PROCESS 8

Statistics for Interim Data (RData)

PROCESS 6

Produce Two Events Reports

PROCESS 4

Align with 1-minute SCADA Data

PROCESS 2

Data Compression

PROCESS 9

Statistics for Events Parameters (Master)

NOTES: Details of Each Process in Slide 5.


Funciones en transparencia anterior

Funciones en Transparencia Anterior

  • Recolección de información y colocación en servidores;

  • Compresión de información: 5 años;

  • Identificación de Criterios 1, 2 y 3. Se seleccionanasí 900 segundosporevento y se reduce considerablemente el tamaño de los archivos;

  • Se complementa la información con la queproviene de los SCADA y se alinean los archivos;

  • Conformación de archivos .csvqueincuyan 1 eventoporlínea, con todossusparámetros.

  • (Mayoresdetalles en www.asresearchers.com)


Referencias

Referencias

  • Página web de NERC: www.nerc.com

  • Página web de FERC: www.ferc.gov

  • Página web de CERTS: www.certs.lbl.gov

  • Página web de ASR: www.asresearchers.com

  • “Wide area reliability automated reports using phasor and SCADA measurements and a model-less approach” IEEE July 2011 C. Martinez, M. Mirheydar, A. Dominguez-García, P. Sauer


  • Login