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- 1. CONTROL DE FRECUENCIACONTROL DE FRECUENCIA REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC
- 2. 2 ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA AGC
- 3. 3 REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC • ACCIÓN DE CONTROL EN LA QUE SE DISMINUYE O SE INYECTA POTENCIA ADICIONAL AL SISTEMA CON EL FIN DE ALCANZAR EL VALOR DE FRECUENCIA NOMINAL DESPUÉS DE UN EVENTO DE DESBALANCE CARGA – GENERACIÓN. • SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO QUE LLEVA LA• SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO QUE LLEVA LA FRECUENCIA Y/O LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES A SU VALOR NOMINAL • ACTÚA DESPUÉS DE LA REGULACIÓN PRIMARIA EN UN TIEMPO CARACTERÍSTICO DE RESPUESTA DE 30 s A 10 min. • RECUPERA LA RESERVA SUMINISTRADA POR LA REGULACIÓN PRIMARIA.
- 4. REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC
- 5. 5 CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS AccionableAccionable Generación vs Demanda Real11 NoNoNoNo AccionableAccionable Autoregulación22 Regulación Primaria33 Instancia tInstancia t Despacho Horario ms – 1 s 1 s – 10 sRegulación Primaria33 Regulación Secundaria44 Regulación Terciaria55 EDAC66 1 s – 10 s 30 s – 10 min
- 6. PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 1. Constante de Regulación Combinada del Sistema 2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia 3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema 4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación β 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia 6. Reserva Total del Sistema 7. Participación Mínima de Regulación Secundaria por Unidad 8. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
- 7. ERROR DE CONTROL DE ÁREA - ACE Desviación de Frecuencia [MW]ACE (IntercambioProgramado IntercambioReal) β(60 FrecuenciaReal)= − + − [MW]ACE P fβ= ∆ + ∆ Desviación de Intercambio CONSTANTE DE REGULACIÓN COMBINADA O BIAS DEL SISTEMA MW [ ] Hz β
- 8. 8 FUNCIÓN DE CONTROL AGC SISTEMA COLOMBIANO
- 9. CALCULO BIAS – METODOLOGÍA ESTADÍSTICA INGRESO DE DATOS DE EVENTOS REALES MACRO BIAS • VARIACIÓN DE LA FRECUENCIA POR DEBAJO DE 59.8 HZ • PÉRDIDA DE GENERACIÓN • NO CAUSE ACTUACIÓN DEL EDAC
- 10. CALCULO BIAS – METODOLOGÍA ESTADÍSTICA
- 11. CALCULO BIAS – METODOLOGÍA ESTADÍSTICA Tendencia del Bias por Escenario de Demanda Aproximación Lineal del Bias en Función de la DemandaBIAS EN LA OPERACIÓN ACTUAL?
- 12. 12 MODOS DE CONTROL DEL AGC - SCADA K K1 PI ki k1 ~ ~ S I S T Frecuencia de referencia Medida de frecuencia Bias MW/Hz ACE1 Total Deseado de Generación Modo Frecuencia K1 PI kn ~ ~ ~ T E M A Intercambio de referencia ACE Medida de intercambio Factores de Participación Modo Intercambio Modo TLB Tie Line Bias
- 13. 13 SISTEMA DE CONTROL REMOTO - TELECOMUNICACIONES
- 14. 14 PARÁMETROS Y ESQUEMA DE CONTROL DE UNA UNIDAD QUE PRESTA EL SERVICIO DE AGC • TIPOS DE CONTROL PARA LAS UNIDADES EN REMOTO: FLEXIBLE, INFLEXIBLE, SOPORTATIVO • ESTADO DE CONTROL: BLOQUEADA, ACTIVA • MODO DE OPERACIÓN: LOCAL, REMOTO• MODO DE OPERACIÓN: LOCAL, REMOTO • MODO DE CONTROL: AUTOMÁTICO, TEST • TIPO DE DESPACHO: PROGRAMADO, MODIFICADO POR EL OPERADOR • RANGOS DE REGULACIÓN • GRADIENTES – MW/min
- 15. 15 FUNCIÓN DE CONTROL AGC SISTEMA COLOMBIANO Filtro Frecuencia Controlador Lógica Anticipación Frecuencia Desempeño Optimo LFC Evita movimientos excesivos unidades
- 16. 16 FUNCIÓN DE CONTROL AGC SISTEMA – PARÁMETROS Filtro de Frecuencia Frequency Filter Time Difference Power Frequency Tpf 0 s Unit Model Compensation Ratio Cr 0.6 Unit Model Time Constant Tu 4 s 70 Filtro de Frecuencia Frecuencia Real Frecuencia Filtrada Cr = 0.2 + rC 1 rC− + ΣΣΣΣ 1 1 uST+ 1 1 pfST+ realf + rC 1 rC− + ΣΣΣΣ 1 1 uST+ 1 1 pfST+ realf + rC 1 rC− + ΣΣΣΣ 1 1 uST+ 1 1 pfST+ realf 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 50 55 60 65 Tiempo s FrecuenciaHz Frecuencia Filtrada Cr = 0.2 Frecuencia Filtrada Cr = 0.6
- 17. 17 FUNCIÓN DE CONTROL AGC SISTEMA – PARÁMETROS Controlador Parameters of Controler Integration Time Ti 20 s Large Signal Gain GA 60 % Small Signal Gain GS 40 % Dead Band Factor 10 MW + - ∑ 1 iST AG SG ∑ ∑ + + + + ACE MW + - ∑∑ 1 iST AG SGSG ∑∑ ∑∑ + + + + ACE 1 Controlador AGC 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Tiempo s MW Salida del Controlador ACE
- 18. 18 RESPUESTA DEL CONTROLADOR – SISTEMA AGC 15 20 25 Controlador AGC Salida del Controlador ACE Reset del 0 50 100 150 -5 0 5 10 Tiempo s MW Cambio de Pendiente según la Magnitud del ACE Reset del Integrador cuando ACE = 0
- 19. 19 FUNCIÓN DE CONTROL AGC SISTEMA – PARÁMETROS Anticipation Logic Lower Dead Band Ldb 5 MW Upper Dead Band Udb 30 MW Integration Time Tial 60 s Limit L 30 MW 1 ialST Udb Udb Ldb Ldb 1 ialST Udb Udb Ldb Ldb 100 120 Función de Anticipación - Para Cambios de Demanda - Señal de Entrada Señal de Salida Lógica Anticipación del Crecimiento de la Demanda. Utiliza en Períodos de Grandes Cambios de Demanda L− L L− L 0 20 40 60 80 100 120 0 20 40 60 80 Tiempo s MW Saturación en la Salida Señal que le da peso a la señal de entrada al Controlador
- 20. 20 PARÁMETROS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC Acuerdo CNO PARAMETROS REQUERIMIENTO Estatismo • Valores entre el 4 y el 6 % Tiempos y Bandas de Recuperación de por medio del AGC. • Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nominal como máximo en 7 minutos. Velocidad de Cambio del Sistema. • Valores entre 50 y 70 MW/min Velocidad de Cambio por Unidad. • Mayor o igual a 10MW/min medidos durante las pruebas de sintonía para prestar el servicio de AGC. • 3 unidades. Número Mínimo de Unidades. • 3 unidades. NOTA: Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, las mismas serán consideradas para el AGC como una sola unidad. Reserva de AGC. • Dicho valor será definido y modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Valor Mínimo para Participar en AGC • 23 MW por planta. Este valor es igual hacia arriba y hacia abajo. Tiempo de Retardo de en comenzar a responder una vez enviado el comando por el AGC. • Máximo de 20 segundos una vez enviado el primer comando de regulación.
- 21. 21 PRUEBAS OFICIALES DE AGC – SINTONÍA DE UNIDADES
- 22. 22 MIGRACIÓN ENVÍO PULSOS A ENVÍO SET POINT PULSOS SET POINT
- 23. PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 1. Constante de Regulación Combinada del Sistema 2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia 3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema 4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación β 5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia 6. Reserva Total del Sistema 7. Participación Mínima de Regulación Secundaria por Unidad 8. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
- 24. 24 RESERVA DE AGC – HOLGURA HO
- 25. 25 RESERVA DE AGC – HOLGURA PARA DÍA ORDINARIO 89 81 69 66 91 98 77 96 97 85 88 88 89 72 83 80 78 95 97 68 61 92 91 87 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 UsoReserva[%] -40 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 Reserva[MW] -100 -90 -91 -91 -83 -88 -91 -89 -89 -88 -84 -82 -87 -83 -79 -82 -88 -97 -84 -80 -90 -99 -97 -98 -220 -200 -180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 UsoReserva[%] -440 -400 -360 -320 -280 -240 -200 -160 -120 -80 -40 Reserva[MW] Act Up [MW] Act Dwn [MW] PROP UP PROP DW Uso UP 99% casos Uso Dwn 99% casos Ideal MW Up Ideal MW Dwn Reevaluada Julio 2009
- 26. 26 Número Promedio de Unidades en AGC Mayo - Diciembre Participación Plantas en AGC Mayo - Diciembre 6% 8% 7% 9% 3% 3% 2% 3% 1% 1% 15% 19% 23% DATOS ESTADÍSTICOS – AGC SISTEMA COLOMBIANO 2009 6 7 9 Demanda Baja Demanda Media Demanda Alta 19% Guatapé Porce Pagua Jaguas Betania Chivor La Tasajera Miel Calima Guavio San Carlos Alto Anchicayá Urrá
- 27. 27