Auditorio Campus UTN.BA – 28 de Agosto de 2024

XIII Jornada de ENERGÍAS RENOVABLES

ING. DIEGO J. CACHERO

LA IMPORTANCIA DEL APORTE DE POTENCIA REACTIVA DE LA GENERACIÓN CON FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍAS

1.- La potencia reactiva en las redes de transmisión de energía

Para recordar algunas definiciones básicas:

• Potencia activa (P): se mide en watts (W).

Representa la potencia eléctrica real utilizada por un dispositivo para realizar un trabajo. En otras palabras, es la potencia útil que acciona un motor, genera luz o hace funcionar aparatos eléctricos, etc.

• Potencia reactiva (Q): se mide en volt-amper-reactivo (VAr).

Representa la potencia eléctrica que fluye de un lado a otro, pero que no realiza ningún trabajo. Es generada principalmente por cargas inductivas y capacitivas y es necesaria para el funcionamiento de estas cargas.

• Potencia aparente (S): se mide en volt-amper (VA).

Es la potencia eléctrica total disponible en una red eléctrica y se compone de la potencia activa y la potencia reactiva.

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Cuanto más cercano a 1 es el f.p., menor es Q

1.- La potencia reactiva en las redes de transmisión de energía

En un sistema de potencia los que producen o consumen potencia reactiva (Q) son:

• Líneas aéreas / cables subterráneos: pueden producir o consumir Q (en forma variable) de acuerdo con la corriente que circula por las mismas.

Con valores de carga bajos, baja corriente, por debajo de la potencia natural, se comportan de forma capacitiva aportando Q.

Con valores de carga altos, alta corriente, por arriba de la potencia natural, se comportan de forma inductiva consumiendo Q.

• Transformadores: siempre se comportan de forma inductiva consumiendo Q.
• La carga o la demanda: típicamente se comporta de forma inductiva consumiendo Q, aunque excepcionalmente podría comportarse de forma capacitiva aportando Q.

El consumo de Q de la demanda es variable a lo largo del día o ante variaciones de las condiciones climáticas.

• Equipos de compensación de potencia reactiva: se trata de reactores (consumen potencia reactiva) o bancos de capacitores shunt (aportan potencia reactiva)
• GENERADORES

2.- La importancia del control de la tensión y la potencia reactiva en las redes de transmisión de energía eléctrica

• En una red de transmisión de energía eléctrica, controlando la potencia reactiva (Q) producida / consumida por cada equipo puedo controlar la tensión.

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Para lograr una operación confiable y eficiente de un sistema de potencia, el control de la tensión y de la potencia reactiva debe cumplir con:

• Las tensiones en los distintos nodos del sistema deben estar dentro de límites aceptables o bandas de operación.

Todos los equipos están diseñados para operar con una tensión nominal, y la operación fuera de los rangos admisibles afectará el desempeño y la vida útil de los equipos.

• El control de la tensión y de la potencia reactiva tiene un impacto significativo en la estabilidad del sistema. Por lo tanto, esto es fundamental para poder maximizar el uso del sistema de transmisión.

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2.- La importancia del control de la tensión y la potencia reactiva en las redes de transmisión de energía eléctrica

• El flujo de potencia reactiva en la red de transmisión debe minimizarse para:
• reducir las pérdidas
• evitar grandes caídas de tensión y poder controlar las tensiones a lo largo de toda la red de transmisión.

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• Mantener las tensiones en la red dentro de límites o bandas aceptables es complicado cuando la Q producida / consumida en el sistema es variable permanentemente.

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• Un tema a tener en cuenta es la potencia de cortocircuito que nos indica cuan estable puede ser la tensión, a mayor potencia de cortocircuito habrán menos variaciones de tensión o más estable es la tensión.

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3.- El aporte de potencia reactiva de los generadores sincrónicos

PT 5 de CAMMESA: Curvas de capacidad P-Q a utilizar para las unidades generadoras del SADI que no las hayan declarado

• Típicamente, a plena carga el factor de potencia (f.p.) puede variar de:
• 0,90 subexcitado (consume Q)
• a 0,85 sobrexcitado (aporta Q)

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• Generando una potencia inferior (P mínimo técnico), el aporte / consumo de Q se incrementa sensiblemente

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4.- El aporte de potencia reactiva de los generadores eólicos

Curva de capacidad P-Q de un aerogenerador tipo DFIG de 2 MW

Curva de capacidad P-Q de un aerogenerador tipo Full Converter

4.- El aporte de potencia reactiva de los generadores eólicos

Circuitos colectores

132 - 500 kV

13,2 - 33 kV

400 - 690 V

• El aporte de Q en el punto de conexión del Parque Eólico es distinto de la suma de los aportes de Q de todos los aerogeneradores

5.- Requerimientos de Q para centrales generadoras a partir de energías renovables

ANEXO 40 de “Los Procedimientos” - Generación Eólica

Tipo A (PE grandes)

Característica P-Q de todo el PE en el punto de conexión con la red:

Tipo B (PE chicos)

• En los PE Tipo A las variaciones de tensión debido a las fluctuaciones del viento deben ser acotadas (por ej. deben ser inferiores a 1% en 500 kV o al 2% en 132 kV)
• Los PE Tipo A deberán operar controlando la tensión en el punto de conexión o en una barra interna del PE.

De acuerdo a la potencia de la granja eólica en relación con la potencia de cortocircuito en el punto de conexión al sistema se definen dos tipos de granjas: Tipo A (PE grandes) y Tipo B (PE chicos)

5.- Requerimientos de Q para centrales generadoras a partir de energías renovables

ANEXO 39 de “Los Procedimientos” - Generación con fuentes renovables de energía, excluida la Hidráulica y la Eólica

Aplicable a la generación eléctrica, >= 0,5 MW, producida a partir de la transformación de la energía disponible en su forma primaria proveniente de fuentes renovables como solar, biogás, geotérmica, biocombustibles y biomasa, entre otras.

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• Establece requerimientos mínimos de control de tensión y potencia reactiva, según sean generadores sincrónicos o de distinto tipo.

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5.- Requerimientos de Q para centrales generadoras a partir de energías renovables

PT N°4 de CAMMESA

Establece los requisitos de conexión mínimos que deben cumplir los Parques de generación eólica (PE) y Parques de generación Solar Fotovoltaica (PSFV) que se conectan al SADI.

• Para el caso particular de PSFV, en los estados de operación con la menor potencia de cortocircuito en el área donde se conecta, una variación de su potencia generada menor o igual al 40% a la potencia instalada debe ser tal que no provoque desvíos de tensión, en nodos con demanda, mayores a los definidos para granjas eólicas Tipo A en el ANEXO 40 de LOS PROCEDIMIENTOS.
• El PE o el PSFV debe tener la capacidad de inyectar a la red, de manera inmediata, corriente reactiva (hasta la corriente nominal) durante el tiempo de despeje de un cortocircuito en la Red, para proveer soporte de tensión a la misma cuando la tensión cae típicamente por debajo de 0,90 p.u.
• El PE o el PSFV deberá tener la capacidad de absorber la máxima corriente reactiva cuando la tensión aumente, en su punto de conexión, hasta un valor parametrizable de 1,15 a 1,25 p.u.
• Se establece una curva de corriente reactiva durante eventos LVRT (huecos de tensión) y HVRT (sobretensiones) y una curva una curva límite tensión – tiempo para eventos LVRT-HVRT

5.- Requerimientos de Q para centrales generadoras a partir de energías renovables

PT N°4 de CAMMESA - Diagrama capacidad P-Q

Diagrama de capacidad P-Q mínima de un PSFV

Para un PSFV > 1 MW:

• Para tensiones en el punto de conexión entre 95% y 105% de la nominal debe exhibir un f.p. de 0,90 o menor (tanto inductivo como capacitivo) a Pnominal y presentar una característica P-Q rectangular:

• Cuando la tensión en el punto de conexión esté en el 90% de la nominal, deberá ser capaz de entregar Q a la red con un f.p. <= 0,95 a P nominal.

Para un Parque Eólico (PE):

• Establece un diagrama P-Q de acuerdo con lo requerido en el Anexo 40

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5.- Requerimientos de Q para centrales generadoras a partir de energías renovables

PT N°4 de CAMMESA – Otros requerimientos de control de tensión / Q

• Tanto un PSFV como un PE deben disponer de un control de planta conjunto que pueda permitir al Operador de la Red seleccionar entre los siguientes modos de control:
• Modo CIT: Control Integral de tensión (lazo cerrado – sin “droop”)
• Modo CPT: Control Proporcional de tensión Q/V (con “droop”)
• Modo Q: Control de Potencia reactiva
• Modo FP: Control de cos ϕ o f.p.
• Se establecen los parámetros de respuesta dinámica para los distintos modos de control
• Control de tensión con potencia nula:

Durante las horas nocturnas para un PSFV o períodos sin viento para un PE (cuya tecnología lo permita, es decir, tecnología “full converter”), a pedido del Operador de la Red, el parque deberá controlar la tensión en su punto de conexión con la red.

6.- ¿qué podría suceder en un escenario de alta penetración de generación renovable?

• Como ya se vio, la generación renovable (salvo aquellas que utilice generadores sincrónicos) tiene una capacidad de aporte de potencia reactiva menor que las unidades convencionales.

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• En la medida que se incremente la penetración de generación renovable se desplazará del despacho a las unidades de generación convencional, y por lo tanto el aporte de potencia reactiva de los generadores podría ser insuficiente en algunos escenarios exigentes, lo que se manifestará con tensiones en la red fuera de los límites aceptables.
• Por lo tanto, en algunas áreas del sistema con alto despacho de generación renovable podría ser que haya déficit de potencia reactiva, y se requeriría de la instalación adicional de equipos de compensación shunt fijos (reactores, capacitores) o variables (de tipo SVC o STATCOM)

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Reducción de márgenes de reserva de potencia reactiva

Ejemplo de aportes “típicos” de potencia reactiva de distinto tipo de centrales

6.- ¿qué podría suceder en un escenario de alta penetración de generación renovable?

• La potencia de cortocircuito nos indica cuan estable puede ser la tensión, a mayor potencia de cortocircuito más estable es la tensión.
• El aporte de potencia de cortocircuito de los Parques Solares Fotovoltaicos y de los Parques Eólicos (generación con inversores de potencia) es muy inferior con respecto al aporte de los generadores sincrónicos convencionales.
• Una disminución importante de la potencia de cortocircuito en un área del sistema (área con alto despacho de generación renovable) podría originar algún problema de estabilidad o colapso de tensión.
• Para lograr una confiable detección de fallas en la red de transmisión se requiere poder tener una buena diferenciación entre las corrientes que pueden darse durante la operación normal y las corrientes que pueden registrarse durante los cortocircuitos. Al tener una muy baja potencia de cortocircuito no puede lograrse esta diferenciación. Esto hace que se tenga que recurrir a tecnologías de protección de la red más caras y complejas.

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Disminución de la potencia de cortocircuito del sistema

6.- ¿qué podría suceder en un escenario de alta penetración de generación renovable?

Problemas operativos de control de las tensiones debido a la gran cantidad de generadores

• En este caso del sur de la Pcia. de Buenos Aires, dada la variabilidad del recurso eólico y la gran cantidad de Parques Eólicos, los mismos deben estar controlando la tensión en su punto de conexión con la red.

• Hay algunas áreas donde se instalan gran cantidad de Parques Eólicos o de Parques Solares Fotovoltaicos.
• Debe haber una adecuada coordinación operativa de los controles de tensión y potencia reactiva de cada uno de los generadores y de los restantes recursos de control de tensión del área para poder tener un correcto control de la tensión en la red. La gran cantidad de agentes generadores dificulta esta tarea.
• Es necesario que todos ellos puedan cumplir con las consignas dadas para lograr un buen control de la tensión.

7.- Caso de Contingencia en la Red

• En la mañana del 15 de agosto de 2023, un evento en el SIN (Sistema Interligado Nacional) provocó la interrupción de 23.368 MW (alrededor del 31% de la carga total del sistema en ese momento).
• Todo se inició con la desconexión automática de la línea 500 kV Quixadá – Fortaleza II, únicamente en el extremo Quixadá, durante la operación normal, provocado por la acción de su sistema de protección, sin ocurrencia de cortocircuito en el sistema eléctrico.
• Posteriormente, se observó una abrupta reducción de tensión en la región Nordeste, en los sistemas de 230 kV y 500 kV, a lo que le siguió la apertura de varias líneas de transmisión y la consecuente separación de los Subsistemas Norte, Nordeste y Acre/Rondônia del resto del SIN (regiones Sur, Sudeste/Centro-Oeste).
• Se produjo la actuación del Esquema Regional de Alivio de Carga (ERAC), que minimizó el impacto de la perturbación, y evitó el colapso total del sistema. Como consecuencia, 23.368 MW de cargas del SIN fueron interrumpidas, 12.689 MW en la macrorregión Norte/Noreste y 10.680 MW en la macrorregión S/SE/CO. El estado de Roraima permaneció atendido separadamente del SIN.
• Los cortes de carga afectaron a 25 estados y al Distrito Federal.

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Contingencia del 15/08/2023 – 08:30 que afectó al SIN de Brasil

7.- Caso de Contingencia en la Red

15/08/2023 – 08:30 instante previo a la contingencia

Fuente: ONS

ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico

7.- Caso de Contingencia en la Red

15/08/2023 – Evolución de la tensión en barras de 500 y 230 kV del Nordeste

Fuente: ONS

7.- Caso de Contingencia en la Red

• Los análisis realizados por el ONS confirmaron que la causa fundamental del suceso fue el funcionamiento en campo de los equipos de control de tensión de varios parques eólicos y fotovoltaicos, en el perímetro de la Línea de Transmisión Quixadá-Fortaleza II, en Ceará.
• Estos controles de tensión debían compensar automáticamente la caída de tensión resultante de la apertura de la línea de transmisión. Sin embargo, el rendimiento en el momento del suceso estuvo por debajo de lo previsto en los modelos matemáticos proporcionados por los agentes y utilizados en las simulaciones.
• El ONS tuvo que desarrollar, de emergencia, una nueva base de datos de modelos dinámicos para estudios de estabilidad electromecánica, buscando que los resultados de los modelos matemáticos y el desempeño de las plantas durante la perturbación sea similar.
• Se reevaluaron los límites de transmisión de las interconexiones entre las regiones Nordeste y Sudeste/Centro-Oeste, Norte y Nordeste y entre Norte y Sudeste/Centro-Oeste. Adicionalmente se reajustaron protecciones, se solucionaron problemas de comunicación con los agentes en el momento de la recomposición, etc.

Contingencia del 15/08/2023 – 08:30 que afectó al SIN de Brasil

7.- Caso de Contingencia en la Red

15/08/2023 – Comparación entre simulación (con base de datos oficial) y oscilograma real registrado para un Parque Eólico

Fuente: ONS

7.- Caso de Contingencia en la Red

15/08/2023 – Comparación entre simulación (con base de datos oficial) y oscilograma real registrado para un Parque Solar Fotovoltaico

Fuente: ONS

8.- Conclusiones

• Mantener las tensiones en la red dentro de límites o bandas aceptables es complicado cuando la potencia reactiva producida / consumida en el sistema es variable permanentemente.
• Es fundamental cumplir con los requerimientos técnicos establecidos en “Los Procedimientos” para los generadores renovables, en particular en lo que respecta a capacidad P-Q, control de tensión y respuesta dinámica de los controles de tensión / Q.
• En escenarios de alta penetración de generación renovable en algunas áreas del sistema podrían aparecer problemas debido a reducción de los márgenes de reserva de potencia reactiva, disminución de la potencia de cortocircuito del sistema, y problemas operativos de control de las tensiones debido a la multiplicación de la cantidad de agentes generadores.
• Debe disponerse de modelos matemáticos de los controles de tensión / Q (para todos sus modos de operación) para la realización de simulaciones de transitorios electromecánicos que respondan a la realidad de los generadores renovables.
• Durante la realización de los Estudios Eléctricos para el acceso a la red de los generadores renovables pueden surgir requerimientos de equipamientos adicionales, por ej. para el control de la tensión / Q. No contar con esto en el futuro podría establecer restricciones al despacho de esta generación.

¡MUCHAS GRACIAS!

Ing. Diego J. Cachero

diegojc2013@gmail.com