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Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados

Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados. Carlos Martinez M.Sc. Rafael Campo Ph.D. rafaelcampo26@yahoo.com. SIGLAS. FERC : Federal Energy Regulatory Commission: Regulador Federal de USA, con jurisdición cuando hay interconexiones entre estados ;

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Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados

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  1. Control de Frecuencia en SistemasEléctricosInterconectados Carlos Martinez M.Sc. Rafael Campo Ph.D. rafaelcampo26@yahoo.com

  2. 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

  3. SistemasInterconectadosen Norte América y Datos de Frecuencia de Alta Resolución

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

  5. 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

  6. MEDIDAS DE FASORES DISPONIBLES PARA ANALISIS DE FRECUENCIA

  7. NivelesTradicionales y Nuevos en Gerencia de la Confiabilidad en USA

  8. Reportes de Confiabilidad, Métricas y Usuarios

  9. Conceptos y Niveles deControl de Frecuencia

  10. 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;

  11. RespuestaPrimaria de Frecuencia I

  12. RespuestaPrimaria de Frecuencia II Pérdida de un Generador de 1,000 MW (NERC)

  13. ControlesPrimario, Secundario y Terciario

  14. Problemas de Control de Frecuencia en NivelesPrimario y Secundario

  15. 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

  16. 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).

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

  18. Respuestade Frecuencia de lasInterconexiones de USA (2002-2008)

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

  20. AnálisisEstadísticoDetalladoMediante Box-Plots

  21. Soluciones y AplicacionesparaAnalizar y DefinirAcciones a Problemas deControl de Frecuencia

  22. Soluciones y Aplicaciones para Problemas de Control de Frequencia

  23. Procesos para DefinirEstándares para Control Primario

  24. 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;

  25. 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%

  26. 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

  27. 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.

  28. 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;

  29. 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

  30. NecesidadesInformáticasparaSuportarEstándares de Control Primario y MonitorearCumplimiento con el Estándard

  31. 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;

  32. FREQUENCY PROFILES – ASR MONTHLY EVENTS REPORT

  33. OVERVIEW – ASR DATA ARCHITECTURE WITH PRIMARY AND SECONDARY BACKUPS FOR CREATING RELIABIITY PERFORMANCE REPORTS09.23.13 . 10

  34. 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

  35. 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.

  36. 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)

  37. 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

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