Análisis de algunos aspectos técnicos relacionados con la integración de energías renovables en sistemas eléctricos pequeños y aislados

UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA TESIS DOCTORAL Análisis de algunos aspectos técnicos relacionados con la integración de energías renovables en sistemas eléctricos pequeños y aislados Elías Jesús Medina Domínguez División de Discretización y Aplicaciones Las Palmas de Gran Canaria •Noviembre 2015 G.D DE lAS PALMAS DE GRAN CANARIA Instituto Universitario de Sistemas Inteligentes y Aplicaciones Numéricas en Ingeniería EDUARDO RODRÍGUEZ BARRERA, SECRETARIO DEL INSTITUTO UNIVERSITARIO DE SISTEMAS INTELIGENTES Y APLICACIONES NUMÉRICAS EN INGENIERÍA (SIANI) DE LA UNIVERSIDAD DE LAS PALMAS DE GRAN CANARIA, CERTIFICA Que el Consejo de Doctores del Instituto Universitario de Sistemas Inteligentes y Aplicaciones Numéricas en Ingeniería (SIANI), en su sesión de fecha 18 de noviembre de 2015, tomó el acuerdo de dar el consentimiento para la tramitación de la Tesis Doctoral titulada "Análisis de algunos aspectos técnicos relacionados con la integración de energías renovables en sistemas eléctricos pequeños y aislados", presentada por el doctorando D. Elías Jesús Medina Domínguez, dirigida por el Dr: D. José Fernando Medina Padrón, a la vista de la idoneidad y calidad de su contenido, interés y relevancia del tema . ªD AD DE LA S PALMAS DE GRAN CA N ARIA ~ IN _STITU T O UNIV E RSi " TAH l O SIQnl Dl5CRETIZACIÓN Y .~PLICACIONE5 Análisis de algunos aspectos técnicos relacionados con la integración de energías renovables en sistemas eléctricos pequeños y aislados Elías Jesús Med · ínguez Programa de doctorado: Sistemas Inteligentes y Aplicaciones Numéricas en Ingeniería Instituto Universitario SIANI Director: José Fernando Las Palmas de Gran Canaria, noviero re 2015 vii Agradecimientos Deseo agradecer a todas las personas e instituciones que con su ayuda han contribuido de algún modo a la elaboración de este trabajo. En especial a mi director de tesis, Dr. José Fernando Medina Padrón por su apoyo constante, dedicación e inestimable consejo. Le agradezco haber compartido sus conocimientos conmigo todos estos años. Al Instituto Universitario de Sistemas Inteligentes y Aplicaciones Numéricas en Ingeniería (SIANI) por haberme brindado la posibilidad de realizar la tesis en su seno. Al Instituto Tecnológico de Canarias (ITC) y su personal por el apoyo y los medios técnicos e información facilitados, sin los cuales no hubiese sido posible llevar a cabo este trabajo. A mis padres, familia, seres queridos y amigos por el apoyo moral, compresión y ánimos que me han dado incondicionalmente, sin ellos no hubiese podido llegar hasta aquí y ser quien soy. A todos, mi más sincera gratitud. xiv Capítulo 6. Conclusiones principales y trabajos futuros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1. Conclusiones principales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 6.2. Trabajos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 Apéndice A. Principales características de los sistemas eléctricos tratados en esta tesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 A.1. Algunas características de los sistemas eléctricos pequeños y aislados. . . . . . . . 141 A.2. Los sistemas eléctricos canarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 A.3. Sistemas eléctricos canarios considerados en esta tesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 A.3.1. Sistema eléctrico de Gran Canaria 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 A.3.1.1. Generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 A.3.1.2. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 A.3.1.3. Generación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 A.3.1.4. Generación hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.3.1.5. Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.3.2. Sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 A.3.2.1. Generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 A.3.2.2. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 A.3.2.3. Generación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.3.2.4. Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.3.3. Sistema eléctrico de Tenerife 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 A.3.3.1. Generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 A.3.3.2. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 A.3.3.3. Generación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 A.3.3.4. Generación hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 A.3.3.5. Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 A.3.4. Sistema eléctrico de La Gomera 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 A.3.4.1. Generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 A.3.4.2. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 A.3.4.3. Generación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 xv A.3.4.4. Generación hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 A.3.4.5. Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 A.4. Sistemas eléctricos del norte de África 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 A.4.1. Nudos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 A.4.2. Líneas eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 A.4.3. Generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 A.4.4. Generación hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 A.4.5. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 A.4.6. Generación solar termoeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 A.4.7. Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 Apéndice B. Implementación de los sistemas eléctricos en la aplicación informática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 B.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 B.2. Implementación para régimen estacionario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 B.3. Implementación para régimen dinámico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 B.3.1. Generación térmica convencional, hidroeléctrica y solar termoeléctrica . . . 170 B.3.2. Generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 B.3.3. Generación fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 B.3.4. Protecciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 B.3.5. Sistemas de deslastre de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 Apéndice C. Descripción básica del transporte de energía eléctrica en alta tensión en corriente continua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 C.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 C.2. Tipo de conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 C.3. Configuración de sistemas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 C.4. Topologías HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Apéndice D. Asignación de potencia a los generadores gestionables para el capítulo 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 xvi xvii Lista de tablas 2.1: Valores establecidos para la EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.2: Valores utilizados en los transformadores en el sistema eléctrico de prueba . . . 9 2.3: Parámetros de la línea eléctrica del sistema eléctrico de prueba . . . . . . . . . . . . . 9 2.4: Potencias generadas en el sistema eléctrico de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.5: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema . . . . . . . . . 11 2.6: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.7: Potencias generadas en el sistema eléctrico de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.8: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema 16 2.9: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.10: Potencias generadas en el sistema eléctrico de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.11: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema 20 2.12: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.13: 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 considerados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.14: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 3.1: Subestaciones consideradas con generación eólica para análisis de la EI en Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 3.2: Potencias desconectadas en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura . . . . 32 3.3: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.4: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 3.5: Potencia generada por cada aerogenerador y generación eólica total en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 xviii 3.6: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 3.7: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 3.8: Penetraciones eólicas en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . 42 3.9: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 3.10: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 3.11: Subestaciones consideradas con generación eólica para análisis de la EI en Gran Canaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 4.1: Potencias renovables instaladas consideradas en los SEC . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 4.2: Márgenes de tensión admisibles en el estado normal de funcionamiento del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 4.3: Demanda, generación e intercambios de potencia en los sistemas 68 4.4: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Gran Canaria y de 69 4.5: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda mínima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 4.6: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda media . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 4.7: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda máxima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.8: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Gran Canaria y de Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.9: Demanda, generación e intercambios de potencia en Tenerife y La Gomera. Período de demanda mínima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 4.10: Demanda, generación e intercambios de potencia en Tenerife y La Gomera. Período de demanda máxima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 4.11: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Tenerife y de La Gomera. Período de demanda mínima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 4.12: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Tenerife y de La Gomera. Período de demanda máxima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 5.1: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GI . . . . . . 118 xix 5.2: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM . . . . 119 5.3: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con capacidad de EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 5.4: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Gran Canaria con GI . . . . . . . . . . . . . . . 129 5.5: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Gran Canaria con GSM y con GSM dotados de capacidad de EI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 A.1: Clasificación de los sistemas eléctricos aislados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 A.2: Clasificación de los sistemas eléctricos insulares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 A.3: Potencia de generación instalada y conectada a red en Canarias en el año 2013 143 A.4: Demanda y potencia punta anual en Canarias en el año 2013 . . . . . . . . . . . . . . 143 A.5: Parque de generación convencional previsto en Gran Canaria para en el año 145 A.6: Parques eólicos estimados en el sistema eléctrico de Gran Canaria para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 A.7: Generación fotovoltaica por nudo en el sistema eléctrico de Gran Canaria estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.8: Demanda de potencia por subestación en el sistema eléctrico de Gran Canaria estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 A.9: Parque de generación convencional previsto en Lanzarote-Fuerteventura estimado en el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 A.10: Parques eólicos estimados en el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.11: Generación fotovoltaica por nudo en el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 A.12: Demanda de potencia por subestación en el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 A.13: Parque de generación convencional previsto en Tenerife estimado en el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 A.14: Parques eólicos propuestos en el sistema eléctrico de Tenerife para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 A.15: Generación fotovoltaica por nudo en el sistema eléctrico de Tenerife estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 A.16: Demanda de potencia por subestación en el sistema eléctrico de Tenerife estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155 xx A.17: Parque de generación convencional previsto en La Gomera estimado en el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 156 A.18: Parques eólicos estimados en el sistema eléctrico de La Gomera para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 A.19: Nudos más próximos a Canarias de la red de transporte del norte de África esperados para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 A.20: Circuitos en los sistemas eléctricos del norte de África 2020 . . . . . . . . . . . . . . 159 A.21: Centrales eléctricas térmicas previstas en la zona norte de África más próxima a Canarias para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 A.22: Centrales hidroeléctricas previstas en el norte de África en la zona más próxima a Canarias para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 A.23: Potencia eólica prevista de instalar en la zona norte de África más próxima a Canarias para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 A.24: Generación solar termoélectrica en la zona más próxima a Canarias estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 A.25: Demanda de potencia por subestación en la zona más próxima a Canarias estimada para el año 2020 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 B.1: Modelos de sistemas de regulación de velocidad y de control de excitación implementados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 B.2: Ajustes de las protecciones de la generación térmica convencional e hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 B.3: Ajustes de las protecciones de la generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 B.4: Valores utilizados en el modelo de deslastre de cargas en los SEC . . . . . . . . . . 174 D.1: Grupos de generación gestionable en servicio en la interconexión Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 D.2: Grupos de generación gestionable en servicio en la interconexión Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura - África . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 D.3: Grupos de generación gestionable en servicio en la interconexión Tenerife - La Gomera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 xxi Lista de figuras 2.1: Diagrama de bloques básico de la EI en esta tesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2.2: Característica de control de la EI implementada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2.3: Diagrama unifilar del sistema de prueba para el estudio de la EI . . . . . . . . . . . . . 8 2.4: Frecuencia del sistema con GSM con y sin capacidad de EI ante pérdida de diferentes cantidades de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.5: Potencia activa generada por el GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.6: Potencia activa y velocidad de giro del aerogenerador en el supuesto 1 . . . . . . . 13 2.7: Tensión en el nudo Demanda con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.8: Frecuencia del sistema con GSM a diferentes regímenes de potencia, con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . 16 2.9: Potencia activa generada por el GSM a diferentes regímenes de potencia, con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . 18 2.10: Tensión en el nudo Demanda con GSM a diferentes regímenes de potencia con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional . . 18 2.11: Frecuencia del sistema con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . 20 2.12: Frecuencia del sistema con GSM con EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.13: Potencia activa generada por los GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.14: Tensión en el nudo Demanda con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.15: Frecuencia del sistema con GSM con y sin capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 , al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . 24 xxii Potencia activa generada por los GSM con y sin capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 , al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . 25 2.1: Tensión en el nudo Demanda con GSM con y sin capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . 25 2.18: Huecos de tensión que deben soportar los parques eólicos en el sistema eléctrico peninsular y en los sistemas eléctricos canarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 2.19: Características de generación/consumo de potencia reactiva de varios modelos de aerogeneradores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.20: Característica P-Q del aerogenerador modelado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 2.21: Característica ∆IQ − ∆U del aerogenerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 3.1: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional 34 3.2: Potencia activa generada por un GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 3.3: Tensión en la subestación Mácher con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de distintas cantidades de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.4: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM a diferentes regímenes de potencia con y sin capacidad de EI al producir se una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 3.5: Potencia activa generada por un GSM a distintos regímenes de potencia con y sin capacidad de EI, al producirse la pérdida de generación convencional . . . . . . . . 41 3.6: Tensión en la subestación Mácher con GSM a distintos regímenes de potencia con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional . . 42 3.7: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3.8: Potencia activa generada por un parque eólico formado por GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse la pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.9: Tensión en la subestación Mácher con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.10: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 , al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 xxiii 3.11: Potencia activa generada por un parque eólico formado por GSM con y sin capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, al producirse la pérdida de generación convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 3.12: Tensión en la subestación Mácher con GSM con capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 , al producirse una pérdida de generación convencional . . . . . . . . . 49 3.13: Frecuencia del sistema eléctrico Gran Canaria con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 3.14: Potencia activa generada por la generación eólica conectada a la subestación Matorral, formada por GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 3.15: Tensión en la subestación San Mateo con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana . 51 3.16: Frecuencia del sistema eléctrico La Gomera con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar . . . . 52 3.17: Potencia activa generada por la generación eólica formada por GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 3.18: Tensión en la subestación Alajeró con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar . . . . . . . . . . . . 54 4.1: Infraestructuras propuestas en varias iniciativas e interconexiones contempladas en esta tesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 4.2: Diagrama de la interconexión estudiada entre los sistemas eléctricos de Gran Canaria y LanzaroteFuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 4.3: Diagrama de la interconexión estudiada entre los sistemas eléctricos de Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 4.4: Frecuencia ante la desconexión de generación convencional en Gran Canaria 71 4.5: Potencia por polo ante desconexión de generación convencional en Gran Canaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 4.6: Tensión ante la desconexión de generación convencional en Gran Canaria . . . . 71 4.7: Frecuencia ante la pérdida de generación convencional en LanzaroteFuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 4.8: Potencia por polo ante la pérdida de generación convencional en LanzaroteFuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 4.9: Tensión ante la pérdida de generación convencional en LanzaroteFuerteventura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 xxx xxxi Abreviaturas AUE – Arab Union of Electricity, Unión Árabe de Electricidad CA – Corriente alterna CC – Corriente continua EI – Emulación de Inercia ENTSO-E – European Network of Transmission System Operators for Electricity, Red europea de operadores de sistemas de transporte de electricidad GI – Aerogenerador de inducción convencional GSM – Aerogenerador síncrono multipolo con convertidores electrónicos para toda su potencia HVDC – Alta tensión en corriente continua IEC – International Electrotechnical Commission, Comisión Electrotécnica Internacional IGBT - Insulated Gate Bipolar Transistor, Transitor bipolar de puerta aislada LCC – Line-Commutated Converter, Convertidor conmutado en línea MMC – Modular Multilevel Converter, Convertidor multinivel modular PMSG – Permanent magnet sychronous generator, Generador síncrono de imanes permanentes SCR – Silicon-controlled rectifier, Rectificador controlado de silicio SCR – Short-Circuit Ratio, Relación de cortocircuito SEC – Sistema eléctrico canario STEP Station de Transfer d’energie par Pompage, Central hidroeléctrica de bombeo SVC – Static VAr Compensator - Compensador estático de potencia reactiva VSC – Voltage Source Converter, Convertidor de fuente de tensión XLPE – Polietileno reticulado xxxii Capítulo 1 Objetivos y estructura de la tesis 1.1. Introducción El actual modelo energético global se sustenta principalmente en fuentes de energía fósiles finitas, como el petróleo y el carbón. Por este motivo, el modelo es insostenible a largo plazo desde un punto de vista económico, ambiental y social. Por lo tanto, se están llevando a cabo acciones encaminadas a reducir la dependencia de este tipo de energías. Una de ellas es la apuesta por el desarrollo de las energías renovables, que favorecen la lucha contra el cambio climático y ayudan a asegurar el suministro de energía a través de la disminución de la dependencia energética del exterior. En este sentido, el crecimiento de las energías renovables ha experimentado en los últimos años un aumento sin precedentes, alcanzándose valores récord de potencia instalada y energía generada por estas fuentes. En el año 2004, la potencia renovable mundial destinada a la producción de electricidad era de 160 GW. A finales del año 2014 alcanzó los 657 GW, de los cuales la generación eólica representa el 56,3 %, la generación fotovoltaica el 26,9 % y la generación solar termoeléctrica el 0,7 %. En la Unión Europea la potencia renovable total instalada alcanzó los 255 GW a finales de 2014 [1]. Se espera que esta tendencia en el desarrollo de las energías renovables continúe. Conforme a varias estimaciones, para el año 2030 la potencia renovable total instalada a nivel mundial podría alcanzar los 3100 GW [2]. En Europa el desarrollo de las energías renovables se ve promovido por planes estratégicos nacionales y supranacionales. De acuerdo a estos planes, se propone que el 20 % de la energía consumida en Europa provenga de fuentes renovables para el año 2020 y un 30 % en 2030 [3,4]. En este contexto, la integración de la generación de origen renovable en los sistemas eléctricos se ha convertido en un reto. Determinadas características inherentes a la generación renovable dificultan su integración. Una de ellas, quizás la más importante, es la variabilidad del recurso o fuente primaria del que dependen. En el caso de la generación eólica y la generación fotovoltaica, al variar la velocidad del viento y la irradiancia respectivamente, la potencia producida por estas fuentes también varía en consecuencia. Esto se traduce en una generación fluctuante de potencia que ha de ser compensada por los elementos de regulación presentes en el sistema para mantener el equilibrio entre generación y demanda que se requiere en un sistema eléctrico. Capítulo 1. Objetivos y estructura de la tesis 2 Al incrementarse la penetración de la generación renovable, también se incrementa la necesidad de compensar la potencia fluctuante que producen. Tradicionalmente, los elementos de regulación encargados de mantener este equilibrio son los reguladores de potencia-frecuencia de los generadores síncronos presentes en las centrales eléctricas. Por consiguiente, una mayor capacidad de regulación por parte de estos elementos puede ser requerida. Por otro lado, en los sistemas eléctricos es necesario el mantenimiento de un perfil de tensiones adecuado para lograr un correcto funcionamiento del conjunto, minimizando las pérdidas en el transporte y estableciendo un punto de operación alejado de la inestabilidad de tensión. En la práctica, el mantenimiento de las tensiones se realiza principalmente a través de la capacidad de regulación de la potencia reactiva proporcionada por los generadores síncronos de las centrales eléctricas. Hasta no hace mucho tiempo, las generaciones eólica y fotovoltaica no eran capaces de ofrecer ningún tipo de regulación de potencia reactiva, por lo que una penetración elevada de este tipo de energías podría causar una merma en la capacidad de regulación de tensión en los sistemas eléctricos. Los grandes sistemas eléctricos continentales como el europeo, gestionado por los miembros de la European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), poseen una gran inercia y sus capacidades de regulación son elevadas. Esto permite una integración de generación renovable alta sin necesidad de tomar medidas extraordinarias. En Europa, altas penetraciones de energía eólica (hasta un 20 %) podrían alcanzarse sin necesidad de contar con capacidad de regulación de potencia activa adicional [5]. En cambio, los sistemas eléctricos pequeños y aislados, como aquellos presentes en pequeñas islas, presentan bajas inercias y capacidades de regulación limitadas, lo cual dificulta la introducción de las energías renovables. Desde hace unos años, fabricantes de aerogeneradores e inversores fotovoltaicos han implementado nuevas capacidades como la regulación de potencia activa, la capacidad de regulación de tensión y, además, la de soporte de faltas. Estas nuevas características pueden ayudar a aumentar la penetración de la generación renovable en los sistemas eléctricos, especialmente en aquellos pequeños y aislados. Asimismo, las interconexiones entre distintos sistemas eléctricos se presentan como una forma de reforzar los mismos, obteniéndose en su conjunto, una mayor inercia y unas mayores capacidades de regulación. Este refuerzo de los sistemas, conjuntamente con la posibilidad de realizar intercambios de energía, permite considerar a las interconexiones como una opción más para lograr aumentar la penetración de la generación renovable, sobre todo en sistemas pequeños y aislados. Por otro lado, el almacenamiento de energía se ha considerado como una solución para integrar toda aquella potencia renovable que no puede ser consumida en el sistema en los momentos de gran producción renovable y/o baja demanda. Por lo tanto, el almacenamiento representa un recurso más para lograr mayores niveles de penetración renovable en los sistemas eléctricos. Capítulo 1. Objetivos y estructura de la tesis 3 1.2. Objetivos de la tesis En esta tesis se ha propuesto un trabajo de investigación que analiza el aumento de la penetración de las energías renovables en los sistemas eléctricos pequeños y aislados, y en especial, en el ámbito de los sistemas eléctricos canarios (SEC). Para ello se han tenido en cuenta aspectos comentados en el punto anterior. Se toma como base para el análisis los sistemas eléctricos esperados para el año 2020. En concreto, se pretende estudiar las características o capacidades de soporte de huecos de tensión proporcionadas por la generación fotovoltaica y la generación eólica y la capacidad control de tensión y de emulación de inercia que ofrecen los aerogeneradores más modernos. Además, se analizan las posibilidades de interconexión entre las islas y entre estas y el continente africano, teniendo en cuenta además el almacenamiento ofrecido por centrales hidroeléctricas reversibles. Se realiza una valoración de la integración en los SEC de la generación eólica con las capacidades de soporte de huecos de tensión, control de tensión y EI haciendo uso del tiempo crítico de eliminación (TCE). 1.3. Estructura de la tesis La tesis se ha estructurado de la siguiente manera: En el capítulo 2, como un primer paso, se presentan las capacidades de emulación de inercia (EI), control de tensión y soporte de huecos de tensión que pueden ser proporcionadas por la generación renovable. Asimismo, se analiza el comportamiento de la EI desarrollada por aerogeneradores síncronos multipolo con convertidores para toda su potencia (GSM) en un sistema eléctrico de prueba creado para tal fin. El análisis se realiza en régimen dinámico y considera la pérdida de generación convencional abordando varios supuestos. Para ello se hace uso de la aplicación informática PSS®E en su versión 32. En el capítulo 3 se estudia cómo afecta la capacidad de EI desarrollada por los GSM sobre los SEC. Se ha procurado realizar el mismo análisis planteado en el anterior capítulo, o sea, estudiándose la EI ante pérdidas de generación convencional. En el capítulo 4 se aborda las interconexiones y el almacenamiento constituido por centrales hidroeléctricas reversibles. El análisis explora las interconexiones entre los SEC, y entre estos y los sistemas eléctricos africanos más próximos a Canarias. Esta última interconexión posibilitaría incluso la conexión con el sistema eléctrico europeo a través de la península ibérica. Para ello, se han supuesto varias interconexiones y almacenamientos hidroeléctricos, y se han propuesto unos escenarios con alta penetración de generación eólica y generación fotovoltaica instalada, estudiándose su viabilidad técnica. Al igual que en los capítulos anteriores se utilizó la aplicación informática PSS®E en su versión 32. En el capítulo 5 se ha llevado a cabo una evaluación de la integración de los modernos aerogeneradores con sus capacidades de control en los SEC a través del tiempo crítico de Capítulo 1. Objetivos y estructura de la tesis 4 eliminación (TCE), considerando la metodología de cálculo de este parámetro propuesta por el operador del sistema. En el capítulo 6 se describen las principales conclusiones de la tesis así como los futuros trabajos que pudieran ser abordados. En los apéndices se recogen algunos temas necesarios para la mejor compresión de los capítulos. En el apéndice A se presentan las principales características de los sistemas eléctricos que han sido objeto de estudio en esta tesis. En el apéndice B se describe la implementación de los sistemas eléctricos en la herramienta informática PSS®E. En el apéndice C se han presentado algunos aspectos básicos del transporte de energía eléctrica en alta tensión de corriente continua que permiten tener un mejor entendimiento de las interconexiones de este tipo estudiadas en la presente tesis. Por último, en el apéndice D se recoge la asignación de potencia de los generadores gestionables para el análisis realizado en el Capítulo 4. Capítulo 2 Emulación de inercia y otras capacidades 2.1. Introducción En este capítulo se introducen los conceptos de EI, capacidad de soporte de huecos de tensión y capacidad de control de tensión asociados a la generación renovable. Conjuntamente, se analiza los efectos que produce la generación eólica con EI sobre un sistema eléctrico modelado con este objetivo. 2.2. Capacidad de emulación de inercia 2.2.1. Concepto de emulación de inercia Determinados tipos de generadores de origen renovable, como pueden ser los generadores eólicos o los generadores fotovoltaicos, se conectan a los sistemas eléctricos a través de convertidores electrónicos de potencia. En el caso de la generación eólica, estos dispositivos permiten aprovechar una mayor gama de vientos. Los aerogeneradores de inducción doblemente alimentados, o tipo 3, tienen un convertidor conectado a su rotor. Ante una variación de frecuencia, la potencia proporcionada depende del par electromagnético en el entrehierro y éste, en parte, del control implementado en el convertidor. Los aerogeneradores conocidos como tipo 4 están equipados con convertidores que gestionan toda la potencia que inyectan a la red. Sin embargo, la conexión a través de estos convertidores de potencia dificulta que los generadores aporten su inercia al sistema. En sistemas eléctricos con penetración de este tipo de generación se produce una reducción de la inercia total, lo cual es objeto de preocupación y estudio por parte de los operadores de los sistemas eléctricos [6-8]. Como es lógico, en sistemas eléctricos pequeños y aislados como los de las islas Canarias, esta disminución de la inercia puede acarrear problemas de importancia en el control del sistema ante un determinado evento. Desde hace unos años se planteó la posibilidad de que los aerogeneradores pudieran aportar inercia a través de la implementación de un control en sus convertidores electrónicos de potencia [9-11]. De este modo, los aerogeneradores podrían proporcionar parte de su energía cinética a la red ante un evento que lo requiriese. Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 6 Este control implementado en los convertidores es la emulación de inercia (EI), también conocido tanto en el ámbito académico como industrial por otros nombres como inercia sintética, inercia simulada o inercia artificial. La EI es una de las acciones de control de la potencia activa que pueden realizar los aerogeneradores [12]. La EI permite que un aerogenerador sea capaz de incrementar la potencia activa generada haciendo uso de la energía cinética de rotación que tienen sus elementos en movimiento (palas, buje, árbol de transmisión, rotor del generador, caja multiplicadora, etc.). De este modo, en caso de que se produjese una subfrecuencia en el sistema, el aerogenerador inyecta a la red una potencia activa extra (𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒), simulando la respuesta inercial de los generadores convencionales presentes en las centrales eléctricas. La extracción de energía de rotación para inyectarla en la red implica la reducción de la velocidad de giro. Por lo tanto, la EI solo puede ejecutarse durante un determinado intervalo de tiempo que no cause una reducción excesiva de la velocidad de rotación del aerogenerador. Los intervalos de tiempo para la ejecución de la EI en los aerogeneradores comerciales actuales están en torno a 10 s aproximadamente [13-15]. Tras la inyección de 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 mediante la EI, el aerogenerador debe disminuir la potencia generada para conseguir una reaceleración que permita alcanzar la velocidad de giro que tenía anteriormente. El tiempo que requiere el aerogenerador para recuperar la velocidad de giro podría ser de dos veces el período en el que tiene lugar la EI [16,17]. Actualmente el incremento de potencia activa que pueden proporcionar los aerogeneradores comerciales a través de la EI oscila entre el 4 y el 10 % de la potencia instantánea previa a la EI [18,19]. La 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 que teóricamente puede ser inyectada a la red eléctrica mediante la EI puede ser expresada de la ecuación 2.1 [13]. 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑡𝑡=1 2𝐼𝐼𝐴𝐴𝑒𝑒𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝜔𝜔𝐴𝐴0 2−1 2𝐼𝐼𝐴𝐴𝑒𝑒𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝜔𝜔𝐴𝐴𝑒𝑒 2 (2.1) en la que: 𝑡𝑡: périodo en el que tiene lugar la EI 𝐼𝐼𝐴𝐴𝑒𝑒𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴: momento de inercia total del aerogenerador 𝜔𝜔𝐴𝐴0: velocidad angular del aerogenerador al inicio de la EI 𝜔𝜔𝐴𝐴t: velocidad angular del aerogenerador al final de la EI Algunos fabricantes de aerogeneradores han presentado en el mercado modelos de aerogeneradores que tienen implementado el control de EI, como son: General Electric con el sistema WindINERTIA™, ENERCON® con el sistema InertiaEmulation o Vestas [2022]. En esta tesis, la EI es estudiada y aplicada a los sistemas eléctricos pequeños y aislados. Para el análisis de la EI se ha utilizado un aerogenerador tipo 4, siendo un aerogenerador síncrono multipolo con convertidor electrónico para toda su potencia (GSM). El aerogenerador Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 7 posee una potencia de 2 MW y es capaz de proporcionar EI. Una descripción del modelo del aerogenerador puede encontrarse en el apéndice B. El modelado de la EI utilizado en el presente capítulo y en los capítulos 3 y 5 se basa en la presentada en [16]. Un diagrama de bloques del modelo del control de la EI puede verse en la Figura 2.1. Figura 2.1: Diagrama de bloques básico de la EI considerada en esta tesis La  proporcionada a través de la EI se suma a la potencia que en esos instantes esté produciendo el aerogenerador y sigue la característica de control que se recoge en la Figura 2.2. Figura 2.2: Característica de control de la EI implementada De acuerdo a esta característica de control, el aerogenerador comenzaría a inyectar a la red  cuando la frecuencia () del sistema descendiera por debajo de un determinado valor, denominado  . A partir de ese punto, la  se incrementaría de forma inversamente proporcional al valor de la frecuencia hasta un valor  . Para el análisis realizado en esta tesis, el máximo valor de potencia extra (á󰇜 que puede proporcionar el aerogenerador a través de la EI está en torno al 10 % de la potencia nominal del aerogenerador. En la zona de la pendiente que presenta la característica de control, el valor de la  puede ser obtenido a través de la ecuación 2.2.    ∙ á (2.2) BM Frecuencia Kp Pext Referencia de frecuencia - + min max BM: Banda muerta Kp: Constante de proporcionalidad P P P ext f (Hz) P ext máx f mín f nominal f Banda muerta Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 14 el instante de la desconexión de la generación convencional y la EI solo se activa cuando la frecuencia alcanza el valor ajustado en 𝑓𝑓𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵𝐵 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵, siendo este 49,85 Hz. En cuanto a las tensiones en el sistema, es observable diferencias producidas por la 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 inyectada por el aerogenerador. No obstante, estas diferencias son muy pequeñas y no son significativas para el sistema. La Figura 2.7 muestra la tensión del nudo Demanda al producirse la desconexión de la generación convencional en los cuatro supuestos. En ella es posible observar que las diferencias se producen básicamente en el período de recuperación de la tensión y especialmente a partir del segundo 11 aproximadamente, que es cuando se produce la disminución de la potencia entregada por el aerogenerador tras la EI. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.7: Tensión en el nudo Demanda con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional En el segundo 13,12 de simulación del supuesto 4 se produce la mayor diferencia registrada siendo solamente de unos 0,0009 pu. Por tanto, como ya se indicó, las variaciones en la tensión registradas debidas a la EI no son relevantes para el sistema. t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu)1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu)1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 15 2.2.2.3. Efectos de la emulación de inercia para diferentes regímenes de potencia de los aerogeneradores En este análisis se pretende investigar sobre el sistema eléctrico de prueba los efectos de la EI ante una pérdida de generación convencional en cuatro supuestos con diferentes regímenes de potencia producida por el aerogenerador. Se debe tener presente que la consigna de potencia especificada en el aerogenerador trata de capturar la máxima energía del viento para un amplio rango de su potencia. Por consiguiente, los distintos regímenes de potencia a analizar son debidos a distintas velocidades de viento que les corresponden. La pérdida de potencia convencional se simulará mediante la desconexión del generador 2, perdiéndose 10 MW. Los distintos regímenes de potencia del aerogenerador se muestran en la Tabla 2.7, al igual que el resto de potencias generadas en el sistema de prueba. Tabla 2.7: Potencias generadas en el sistema eléctrico de prueba Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Potencia (MW) Generador 1 16,5 16 15,5 15 Generador 2 10 10 10 10 Aerogenerador 0,5 1 1,5 2 Resultados La Figura 2.8 muestra la evolución de la frecuencia en los cuatro supuestos estudiados. Al igual que en el análisis realizado en el apartado anterior, se observan diferencias en las evoluciones de la frecuencia del sistema debidas a la EI. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 48,6 48,4 48,2 48 47,8 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 48,6 48,4 48,2 48 47,8 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 16 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.8: Frecuencia del sistema con GSM a diferentes regímenes de potencia, con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional En los cuatro supuestos los ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 son menores en los casos de aerogenerador con EI. Estos desvíos obtenidos, conjuntamente con sus respectivos valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 se muestran en la Tabla 2.8. Tabla 2.8: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 alcanzados en el sistema Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) Aerogenerador sin EI 47,99 -2,01 47,99 -2,01 47,99 -2,01 47,98 -2,02 Aerogenerador con EI 48,04 -1,96 48,04 -1,96 48,03 -1,97 48,03 -1,97 Diferencia 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,04 0,05 0,05 Si se comparan los valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 de los cuatro supuestos en los casos de aerogenerador con EI, puede verse que no existen diferencias significativas. Esto se debe a que la evolución temporal de la frecuencia en los primeros segundos es prácticamente la misma en los cuatro supuestos, ya que la perturbación producida es la misma -pérdida de 10 MW de generación convencional-. La 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 inyectada por el aerogenerador, al ser función de la frecuencia, será aproximadamente la misma, siendo independiente del régimen al que se encuentre el aerogenerador. Las potencias generadas por el aerogenerador en cada supuesto son mostradas en la Figura 2.9. En todos los supuestos se vuelve a observar el segundo descenso de la frecuencia que se produce cuando la frecuencia comienza a alcanzar el valor de desvío cuasi-estacionario. Al contrario de lo que sucede con 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵, los valores de frecuencia mínimos en la segunda caída muestran ciertas diferencias. Los valores de frecuencia mínimos en la segunda caída son menores a medida que el régimen de carga del aerogenerador aumenta. La Tabla 2.9 recoge estos valores. t (s)24 2220 18 16141210 86 4 20 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 48,6 48,4 48,2 48 47,8 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 2422 20 18 161412 10 86 420 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 48,6 48,4 48,2 48 47,8 Tiempo (s) Sin Emulación de InerciaCon Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 17 Tabla 2.9: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Valor de frecuencia mínimo en 2.ª caída (Hz) 49,22 49,21 49,16 49,17 Esta disminución progresiva de los valores de frecuencia mínimos en la segunda caída está relacionada con la disminución de la potencia inyectada que realiza el aerogenerador para recuperar la velocidad de giro tras la EI. En cada caso, el sistema de control del aerogenerador, ajusta la cantidad de potencia a disminuir tras la EI adaptándose a la velocidad de viento. Para mayores velocidades de viento, mayores disminuciones de la potencia eléctrica deben hacerse. Por tanto, cuanto mayor es la potencia generada por el aerogenerador antes de la EI -mayores velocidades del viento-, mayor es la disminución de potencia que realiza el aerogenerador para recuperar su velocidad de giro. Al producirse mayores disminuciones de la potencia inyectada por el aerogenerador, el descenso de la frecuencia en la segunda caída es mayor, provocando unos menores valores de frecuencia mínimos en la segunda caída. Por otro lado, se aprecia que el descenso de la potencia presenta diferencias entre los cuatro supuestos. En cada supuesto la velocidad de viento es diferente y por lo tanto, la potencia mecánica disponible para recuperar la velocidad de giro también lo será. Tras el descenso programado en rampa de la potencia activa, el control del aerogenerador, considerando la potencia mecánica disponible, determinará el valor de potencia activa y el tiempo que debe encontrarse esta reducida con objeto de recuperar la velocidad de giro. La afección a los valores de las tensiones en el sistema no es significativa. La Figura 2.10 muestra la evolución temporal de la tensión en el nudo Demanda para los cuatro supuestos estudiados. Como se puede comprobar las variaciones son muy pequeñas. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 t (s) 242220181614121086420 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,05 1 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 18 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.9: Potencia activa generada por el GSM a diferentes regímenes de potencia, con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.10: Tensión en el nudo Demanda con GSM a diferentes regímenes de potencia con y sin capacidad de EI, al producirse una pérdida de generación convencional t (s) 242220181614121086420 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 24 2220181614121086420 2,2 2,1 2 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 2422 20181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 24 2220181614121086420 V (pu)1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 19 2.2.2.4. Efectos de la emulación de inercia para diferentes niveles de potencia eólica instalada A continuación se analiza los efectos que pueda provocar la EI en el sistema para distintas penetraciones de generación eólica cuando se produce la pérdida de 10 MW de generación convencional. La pérdida de esta potencia de generación convencional se lleva a cabo por medio de la desconexión del generador 2. En los cuatro supuestos estudiados los aerogeneradores se encuentran generando su potencia nominal, es decir 2 MW. La cantidad de potencia eólica analizada en cada uno de los supuestos puede verse en la Tabla 2.10. Tabla 2.10: Potencias generadas en el sistema eléctrico de prueba Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Potencia generador 1 (MW) 15 13 11 9 Potencia generador 2 (MW) 10 10 10 10 Potencia eólica (MW) 6 8 10 12 Penetración eólica (%) 22,22 29,63 37,04 44,44 Número de aerogeneradores equivalentes 3 4 5 6 Resultados Los resultados obtenidos muestran que para los cuatro supuestos los valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 son mayores en los casos de aerogeneradores con EI. Además, también se observa que a medida que la penetración eólica es mayor, mayor es la diferencia entre los valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 experimentados entre los casos con y sin EI. Esto puede observarse en la Figura 2.11, que presenta la evolución temporal de la frecuencia para los cuatro supuestos y en la Figura 2.12, en la que se ha graficado conjuntamente la evolución de la frecuencia en los casos de aerogeneradores con EI pertenecientes a los cuatro supuestos. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 t (s) 2422 201816 1412108 6420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086 420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 20 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.11: Frecuencia del sistema con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional Figura 2.12: Frecuencia del sistema con GSM con EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional En la Tabla 2.11 se recogen los valores mínimos de frecuencia 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 y sus correspondientes desviaciones ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒. Tabla 2.11: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 alcanzados en el sistema Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒 (Hz) Aerogenerador sin EI 49,34 -0,66 49,34 -0,66 49,33 -0,66 49,33 -0,67 Aerogenerador con EI 49,39 -0,61 49,40 -0,60 49,41 -0,59 49,42 -0,58 Diferencia 0,05 0,05 0,06 0,06 0,07 0,08 0,09 0,09 t (s)2422 20 181614 12 108 64 2 0 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s)24 222018 16 14 1210864 2 0 f (Hz)50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 Sin EI Supuesto 1 con EI (P eólica = 6 MW) Supuesto 2 con EI (P eólica = 8 MW) Supuesto 3 con EI (P eólica = 10 MW) Supuesto 4 con EI (P eólica = 12 MW) Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 21 Las Figuras 2.11 y 2.12 también muestran que para mayores penetraciones de generación eólica aumenta la segunda caída, alcanzado valores más bajos (Tabla 2.12). En el supuesto 4, que presenta la penetración eólica mayor, se produce una desviación de frecuencia en la segunda caída acusada, llegando a ser aproximadamente el 76 % de la ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝐵𝐵𝑒𝑒. Tabla 2.12: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Valor de frecuencia mínimo en 2.ª caída (Hz) 49,66 49,63 49,60 49,56 Como ya se indicó en apartados anteriores, las diferencias en la evolución de la frecuencia en cada supuesto son producidas por la capacidad de EI de los aerogeneradores. Las distintas cantidades de potencia eólica presentes en el sistema en cada supuesto causan las diferencias que muestran las evoluciones de la frecuencia en los casos de aerogeneradores con EI. Cuanto mayor sea la potencia eólica en el sistema, o lo que es lo mismo, cuanto mayor es el número de aerogeneradores, mayor será la 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 inyectada en el sistema al producirse el evento. Por ejemplo, en el supuesto 1 se han considerado 3 aerogeneradores. Como ya se indicó, en el apartado 2.2.1, cada aerogenerador a través de la EI puede generar una 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 de hasta el 10 % de su potencia nominal. Por tanto, en el supuesto 1, la generación eólica tiene una capacidad de generación de hasta 0,6 MW de 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚. A su vez, en el supuesto 4, con 6 aerogeneradores, la 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 que puede llegar a inyectarse es de 1,2 MW. La diferencia en el número de aerogeneradores se refleja finalmente en distintas potencias producidas durante la EI, que están en función de los valores de frecuencia experimentados (Figura 2.13). (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 t (s) 242220181614121086 420 6,3 6,2 6,1 6 5,9 5,8 5,7 5,6 5,5 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 8,5 8,4 8,3 8,2 8,1 8 7,9 7,8 7,7 7,6 7,5 7,4 7,3 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 22 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.13: Potencia activa generada por los GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional Por lo tanto, cuanto mayor es la penetración eólica, la capacidad que posee este tipo de generación para inyectar 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚 es mayor, provocando que los valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵 sean mayores. Tras la generación de la 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑒𝑒𝑚𝑚, se produce el descenso de la potencia activa generada por los aerogeneradores para poder recobrar la velocidad de giro anterior a la falta. Como es lógico, cuanto mayor sea el número de aerogeneradores, mayor será la cantidad de potencia total reducida. Ello ocasiona que el segundo descenso de la frecuencia sea más acusado. Una forma que podría reducir la caída de la frecuencia en el segundo descenso es la modificación del parámetro 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 (presentado en el apartado 2.2.1) ya que es ajustable. Esto se explora en el apartado siguiente. En cuanto a las tensiones en el sistema, estas no se ven afectadas de forma significativa por la EI proporcionada por los aerogeneradores. La Figura 2.14 muestra la tensión en el nudo Demanda para los cuatro supuestos estudiados. Puede verse que la tensión presenta diferencias mínimas que no afectan al sistema. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 t (s)24 22 20 18 16 14 12 108 6420 10,4 10,2 10 9,8 9,6 9,4 9,2 10,6 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 12,6 12,4 12,2 12 11,8 11,6 11,4 11,2 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 V (pu)1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 23 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 2.14: Tensión en el nudo Demanda con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional 2.2.2.5. Efectos de la emulación de inercia para diferentes valores de tiempo de reducción de potencia Como se vio en el apartado anterior, a medida que la penetración de la generación eólica con capacidad de EI es mayor en el sistema, la segunda caída de la frecuencia producida es mayor, pudiendo alcanzar valores inadmisibles. Una forma de reducir la mencionada caída de frecuencia es la modificación del parámetro ajustable perteneciente al aerogenerador, 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟, que es el tiempo de reducción de potencia para la recuperación de la velocidad de giro del aerogenerador. Como ya se ha indicado, durante este tiempo se produce la reducción de la potencia inyectada por el aerogenerador para recuperar su energía cinética de rotación, o sea, su velocidad de giro. Para analizar como este tiempo puede afectar a la frecuencia del sistema, en concreto, a la segunda caída que experimenta, se ha tomado como base el supuesto de mayor penetración eólica del apartado 2.1.1.4. A partir de este se han creado seis supuestos más en los cuales se ha aumentado los valores de 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟. Estos valores de 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 se muestran en la Tabla 2.13. Tabla 2.13: 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 considerados Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Supuesto 5 Supuesto 6 Supuesto 7 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 (s) 2 6 10 14 18 22 24 Resultados Se ha representado en la Figura 2.15 la evolución temporal de la frecuencia del sistema obtenida en todos los supuestos. Además, también se ha incluido la evolución temporal de la frecuencia para el caso de aerogeneradores sin capacidad de EI. En dicha figura se observa que el tiempo 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 tiene una influencia significativa sobre la segunda caída de la frecuencia, reduciéndose ésta a medida que el valor de 𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚𝐵𝐵𝑚𝑚𝑟𝑟 es mayor. t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s)24 2220 18 16 141210 86 42 0 V (pu) 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Tiempo (s) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 2. Emulación de inercia y otras capacidades 30 Capítulo 3 Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 3.1. Introducción En este capítulo se analiza los efectos que la EI proporcionada por los GSM podría producir sobre los SEC. A pesar de reunir características comunes, los SEC poseen particularidades como son la capacidad de generación instalada, estructura del parque de generación o nivel de mallado de la red transporte. Para poder conocer los posibles efectos de la EI sobre los SEC en su conjunto, teniendo en cuenta las particularidades anteriormente mencionadas, se ha seleccionado los sistemas eléctricos de Gran Canaria 2020, Lanzarote-Fuerteventura 2020 y La Gomera 2020, pudiendo considerarse estos como sistemas representativos. Una descripción de dichos sistemas puede encontrarse en el apéndice A. Para la realización del análisis, de toda la generación eólica especificada en el citado apéndice, se ha considerado una parte que es recogida en los apartados siguientes. En el análisis se han considerado las protecciones de tensión y frecuencia de la generación, al igual que sus respectivos esquemas de desastre de carga. Los valores establecidos para las protecciones y para los esquemas de deslastre de carga se recogen en el apéndice B. Si bien se analiza la EI en cada uno de estos sistemas eléctricos, en el sistema de LanzaroteFuerteventura 2020 se estudia con mayor precisión, tratando de reproducir el análisis recogido en el capítulo 2. Al igual que en el capítulo anterior, el tipo de aerogenerador considerado es el GSM, capaz de proporcionar EI. Se prevé que la mayoría de los parques eólicos a instalar en Canarias en un futuro próximo cuenten con este tipo de aerogenerador. 3.2. Sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 En este apartado se analiza los efectos que podría provocar la EI proporcionada por los GSM de 2 MW de potencia en el sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura esperado para el año 2020. De forma escalada, se trata de realizar el análisis recogido en el capítulo 2, procurado que los valores porcentuales de potencia eólica y de potencia convencional a Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 32 desconectar sean los más próximos posibles. De este modo es posible establecer comparaciones y comprobar la existencia o no de los mismos efectos. La generación eólica que se considera conectada en el sistema Lanzarote-Fuerteventura se recoge en la Tabla 3.1. En esta tabla se indica las subestaciones con generación eólica así como el porcentaje de potencia eólica conectada en cada una de ellas. Tabla 3.1: Subestaciones consideradas con generación eólica para análisis de la EI en Lanzarote-Fuerteventura Subestación HaríaTeguise Punta Grande Callejones Mácher Corralejo Puerto del Rosario Gran Tarajal Matas Blancas Potencia eólica (%) 14,29 14,29 7,13 14,29 14,29 7,13 14,29 14,29 3.2.1. Efectos de la emulación de inercia ante la desconexión de diferentes cantidades de generación convencional En este apartado se estudia la EI en el sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura esperado para el año 2020 cuando se produce una pérdida de generación convencional, observándose los efectos que cabría esperarse. En concreto se estudia cuatro supuestos de pérdida de distintas cantidades de potencia convencional, mediante la desconexión de generadores convencionales. Dado que el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 cuenta con dos centrales eléctricas convencionales (Punta Grande y Las Salinas), se ha decidido estudiar la desconexión de la generación convencional en ambas centrales. La generación eólica presente en el sistema para todos los supuestos es de 28 MW. Las cantidades de potencia desconectada son las que se indican en la Tabla 3.2. Tabla 3.2: Potencias desconectadas en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Potencia (MW) Valor relativo (%) Potencia (MW) Valor relativo (%) Potencia (MW) Valor relativo (%) Potencia (MW) Valor relativo (%) Desconexión generadores en Punta Grande 57,93 15,09 85,65 22,30 115,75 30,14 145,46 37,88 Desconexión generadores en Las Salinas 58,16 15,15 87,14 22,69 115,25 30,01 Inestable Inestable Se ha observado que la desconexión de los generadores convencionales de la central eléctrica de Las Salinas en el supuesto 4 podría producir una pérdida total de la estabilidad del sistema. Por consiguiente, esta desconexión de generación convencional no ha sido incluida. Resultados La Figura 3.1 muestra la evolución temporal de la frecuencia para las distintas pérdidas de generación convencional analizadas. Las excursiones de la frecuencia del sistema eléctrico Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 33 Lanzarote-Fuerteventura 2020, de forma análoga a lo observado en el sistema eléctrico de prueba (apartado 2.2.2.2), muestran diferencias debidas a la capacidad de EI de los aerogeneradores. (a) - Supuesto 1 – Desconexión generadores en Punta Grande (b) - Supuesto 1 - Desconexión generadores en Las Salinas (c) - Supuesto 2 – Desconexión generadores en Punta Grande (d) - Supuesto 2 - Desconexión generadores en Las Salinas (e) - Supuesto 3 – Desconexión generadores en Punta Grande (f) - Supuesto 3 - Desconexión generadores en Las Salinas t (s)24 222018 1614121086420 f (Hz) 50 49,95 49,9 49,85 49,8 49,75 49,7 49,65 49,6 49,55 49,5 49,45 49,4 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,95 49,9 49,85 49,8 49,75 49,7 49,65 49,6 49,55 49,5 49,45 49,4 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614 121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia 49 Hz -1. er escalón de desl. 48,92 Hz - 2. o escalón de desl. t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia 49 Hz -1. er escalón de desl. 48,92 Hz - 2. o escalón de desl. 48,84 Hz - 3. er escalón de desl. Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 34 (g) - Supuesto 4 – Desconexión generadores en Punta Grande Figura 3.1: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional El valor de la frecuencia mínima alcanzada (𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚) es siempre mayor para los casos con aerogeneradores dotados de capacidad de EI. Estos valores mínimos y sus desvíos (∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚) se han recogido en la Tabla 3.3. Tabla 3.3: Valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 y correspondientes ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 alcanzados en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) ∆𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 (Hz) Desconexión generadores en Punta Grande Aerogeneradores sin EI 49,45 -0,55 49,15 -0,85 48,89 -1,11 48,73 -1,27 Aerogeneradores con EI 49,46 -0,54 49,17 -0,83 48,91 -1,09 48,75 -1,25 Diferencia 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 -0,02 0,02 -0,02 Desconexión generadores en Las Salinas Aerogeneradores sin EI 49,44 -0,56 49,13 -0,87 48,74 -1,26 Inestable Aerogeneradores con EI 49,43 -0,57 49,15 -0,85 48,76 -1,24 Diferencia 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 Se produce el segundo descenso de la frecuencia cuando los aerogeneradores cuentan con la capacidad de EI. De forma general, el segundo descenso de la frecuencia es mayor a medida que la potencia de generación convencional desconectada se incrementa, como ya se observó en el sistema de prueba. En la Tabla 3.4 se muestran los valores mínimos producidos en el segundo descenso. t (s) 24222018161412 10 8 64 2 0 f (Hz) 50 49,8 49,6 49,4 49,2 49 48,8 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia 49 Hz -1. er escalón de desl. 48,92 Hz - 2. o escalón de desl. 48,84 Hz - 3. er escalón de desl. Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 35 Tabla 3.4: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia en los casos de aerogenerador con EI Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Valor de frecuencia mínimo en 2.ª caída (Hz) Desconexión generadores en Punta Grande Aerogenerador con EI 49,67 49,47 49,31 49,55 Desconexión generadores en Las Salinas Aerogenerador con EI 49,66 49,43 No apreciable Inestable En el caso de aerogeneradores con capacidad de EI, la caída de frecuencia causada por la desconexión de la generación convencional es menor. Esto se debe a que parte de la potencia perdida es suplida por los aerogeneradores a través de EI al inyectar 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒. De acuerdo a la ecuación 2.3, al generar 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒, la generación eólica consigue reducir el valor de 𝑃𝑃𝑚𝑚−𝑃𝑃𝑒𝑒, causando una menor desaceleración de los generadores convencionales de las centrales y por tanto, la menor caída de la frecuencia comentada. Los aerogeneradores, al disminuir la potencia que inyectan a la red con objeto de recuperar su velocidad de giro, causan el segundo descenso de la frecuencia. La Figura 3.2, muestra la potencia activa producida por uno de los aerogeneradores en el modelo. (a) - Supuesto 1 - Desconexión generadores en Punta Grande (b) - Supuesto 1 - Desconexión generadores en Las Salinas (c) - Supuesto 2 - Desconexión generadores en Punta Grande (d) - Supuesto 2 - Desconexión generadores en Las Salinas t (s) 242220181614121086420 2,12 2,08 2,04 2 1,96 1,92 1,88 1,84 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 2,12 2,08 2,04 2 1,96 1,92 1,88 1,84 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 2422201816141210 86420 2,12 2,08 2,04 2 1,96 1,92 1,88 1,84 1,8 1,76 1,72 1,68 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) t (s) 242220181614121086420 2,12 2,08 2,04 2 1,96 1,92 1,88 1,84 1,8 1,76 1,72 1,68 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia P (MW) Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 36 (e) - Supuesto 3 - Desconexión generadores en Punta Grande (f) - Supuesto 3 - Desconexión generadores en Las Salinas (g) - Supuesto 4 - Desconexión generadores en Punta Grande Figura 3.2: Potencia activa generada por un GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de diferentes cantidades de generación convencional Al margen de las diferencias comentadas, se debe destacar que para el supuesto 3, con desconexión de la generación convencional en la central de Punta Grande, las evoluciones de la frecuencia alcanzan valores cuasi-estacionarios distintos. Ello se debe a que se produce el deslastre de distintas cantidades de carga. De acuerdo a los valores de frecuencia y temporización tarados en los relés de deslastre de carga, en el caso con aerogeneradores sin capacidad de EI, los valores de frecuencia producidos activan el primero y el segundo escalón de deslastre, afectando a un 14,1 % de la demanda (Figura 3.1 (e)). En cuanto al caso de aerogeneradores con EI, sólo se produce la actuación del primer escalón de deslastre de carga, ya que la frecuencia presenta valores superiores, lo que significa un deslastre del 4,4 % de la carga. En el supuesto 3, la desconexión de la generación convencional en la central eléctrica de Las Salinas produce la actuación de los relés de deslastre de carga, deslastrándose el primer y el segundo escalón en ambos casos (Figura 3.1 (f)). Esto provoca una pronta recuperación de la frecuencia, lo que produce que los aerogeneradores no agoten el tiempo de EI (Figura 3.2 (f)). En consecuencia, la reducción de potencia que realizan los aerogeneradores con objeto de recupera la velocidad de giro es menor que en los otros supuestos, no causando la segunda caída de la frecuencia. t (s) 242220181614121086420 P (MW) 2,15 2,1 2,05 2 1,95 1,9 1,85 1,8 1,75 1,7 1,65 1,6 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 24 22 201816 14 12 108 64 2 0 P (MW) 2,2 2,15 2,1 2,05 2 1,95 1,9 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 P (MW) 2,3 2,2 2,1 2 1,9 1,8 1,7 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 37 Como el valor de frecuencia a partir del cual se inicia la inyección de 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒 es 49,85 Hz, no se observan diferencias en la máxima derivada de la frecuencia, como ya se vio con anterioridad. Al igual que sucediese en el sistema eléctrico de prueba, las evoluciones temporales de las tensiones son bastante semejantes entre los casos de aerogeneradores con y sin EI, excepto para el supuesto 3, desconexión de generación convencional en Punta Grande. Esto puede observarse la Figura 3.3, que muestra la evolución temporal de la tensión en la subestación Mácher en los cuatro supuestos analizados. En el supuesto 3, como la cantidad de carga deslastrada difiere entre los dos casos, la demanda que se mantiene en el sistema tras el deslastre es distinta, provocando además que las caídas de tensiones también lo sean. Por lo tanto, las tensiones en el supuesto 3 se estabilizan en valores distintos. No obstante, todas las tensiones se mantienen dentro de los rangos admisibles. (a) - Supuesto 1 - Desconexión generadores en Punta Grande (b) - Supuesto 1 - Desconexión generadores en Las Salinas (c) - Supuesto 2 - Desconexión generadores en Punta Grande (d) - Supuesto 2 - Desconexión generadores en Las Salinas t (s) 24 2220 18 16 14121086 4 20 V (pu) 1,008 1,004 1 0,996 0,992 0,988 0,984 0,98 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,01 1,008 1,006 1,004 1,002 1 0,998 0,996 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 0,975 0,97 0,965 0,96 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,008 1,004 1 0,996 0,992 0,988 0,984 0,98 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 38 (e) - Supuesto 3 - Desconexión generadores en Punta Grande (f) - Supuesto 3 - Desconexión generadores en Las Salinas (g) - Supuesto 4 - Desconexión generadores en Punta Grande Figura 3.3: Tensión en la subestación Mácher con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de distintas cantidades de generación convencional 3.2.2. Efectos de la emulación de inercia para diferentes regímenes de potencia de los aerogeneradores El objeto de este apartado es comprobar como la generación eólica a distintos regímenes de potencia y con capacidad de EI pudiera afectar al sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura 2020, cuando se produce una determinada pérdida de generación convencional. Para ello se considera cuatro supuestos y en cada uno de ellos se tiene una potencia eólica instalada de 28 MW. En cada supuesto los regímenes de potencia de los aerogeneradores son distintos, por lo que la potencia eólica total generada también lo es. Los regímenes de potencia de cada aerogenerador presente en el modelo y las potencias eólicas totales en el sistema para cada supuesto se indican en la Tabla 3.5. t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 24222018161412108642 0 V (pu) 1,02 1 0,98 0,96 0,94 0,92 0,9 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 39 Tabla 3.5: Potencia generada por cada aerogenerador y generación eólica total en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Potencia (MW) Aerogenerador 0,5 1 1,5 2 Generación eólica total 7 14 21 28 La potencia convencional a desconectar en cada supuesto es de 85,65 MW, representando el 22,30 % de la generación total en el sistema. Los generadores convencionales a desconectar pertenecen a la central eléctrica de Punta Grande. Resultados Las evoluciones de la frecuencia en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 presentan diferencias entre los casos de aerogeneradores con y sin EI, como ya se observó en el apartado anterior. En la Figura 3.4 se muestran las evoluciones temporales de frecuencia para los cuatro supuestos. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 3.4: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM a diferentes regímenes de potencia con y sin capacidad de EI al producirse una pérdida de generación convencional t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 24 2220181614 1210864 20 f (Hz)50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 46 subestación una afección poco relevante, al igual que al resto de tensiones en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020. En el supuesto 3, en el caso de aerogeneradores sin EI se produce un pico de tensión originado por la actuación de los relés deslastre de carga mencionada anteriormente. Además, en el supuesto 3 se observa que en cada caso las tensiones se establecen en valores distintos de forma semejante a lo sucedido en el supuesto 3 del apartado 3.2.1. Como ya se indicó, esto se debe a que en cada caso la cantidad de carga deslastrada es distinta, lo cual conduce a que las tensiones tomen valores diferentes al estabilizarse el sistema. En el supuesto 4, en el caso de aerogeneradores sin EI, los deslastres de carga ocasionan un pico de tensión de forma similar a lo visto en el supuesto 3. Posteriormente al pico de tensión, en el instante 5,39 s, la tensión disminuye bruscamente debido a la desconexión de los parques eólicos y finalmente, tras 2,2 s aproximadamente se produce la pérdida de estabilidad. En el caso de aerogeneradores con EI, la tensión se estabiliza al igual que en el resto de supuestos. Puede verse un pequeño pico de tensión debido al deslastre del primer escalón de carga comentado anteriormente y que se produce en el instante 3,4 s. (a) - Supuesto 1 (b) - Supuesto 2 (c) - Supuesto 3 (d) - Supuesto 4 Figura 3.9: Tensión en la subestación Mácher con GSM con y sin capacidad de EI, con diferentes penetraciones eólicas, al producirse una pérdida de generación convencional. t (s)2422201816 1412 10 86 4 20 V (pu)1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614 121086420 1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 V (pu) Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 2422201816141210864 20 V (pu) 1,04 1,03 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220 18161412 1086420 V (pu) 1,06 1,04 1,02 1 0,98 0,96 0,94 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 47 3.2.4. Efectos de la emulación de inercia para diferentes valores de tiempo de reducción de potencia Para evaluar cómo el parámetro tiempo de reducción de potencia (𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟) asociado a la EI que proporcionan los aerogeneradores puede afectar al sistema eléctrico LanzaroteFuerteventura 2020, se ha tomado como base el supuesto 4 del apartado 3.2.3. En dicho apartado el supuesto fue analizado con un valor de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 igual a 2 s. En este apartado se han considerado seis supuestos más con los mismos valores para 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 considerados en el apartado 2.2.2.5 y que se recogen en la tabla 2.13. Resultados Los resultados muestran que se puede esperar efectos sobre el sistema LanzaroteFuerteventura 2020 similares a los vistos en el sistema eléctrico de prueba (apartado 2.2.2.5). En el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 la segunda caída de la frecuencia es menor cuando aumenta 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, pudiéndose observarse en la Figura 3.10. Figura 3.10: Frecuencia del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, al producirse una pérdida de generación convencional En la Tabla 3.10 se muestran los valores de frecuencia mínimos alcanzados en la segunda caída, siendo éstos mayores cuanto mayor es 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟. Tabla 3.10: Valores mínimos de frecuencia alcanzados en la segunda caída de la frecuencia Supuesto 1 Supuesto 2 Supuesto 3 Supuesto 4 Supuesto 5 Supuesto 6 Supuesto 7 Valor de frecuencia mínimo en 2.ª caída (Hz) 49,11 49,24 49,33 49,39 49,43 49,46 49,49 t (s) 3432302826242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 49 48,9 Supuesto 1 con EI ( treduc= 2 s) Supuesto 2 con EI ( treduc= 6 s) Supuesto 3 con EI ( treduc= 10 s) Supuesto 4 con EI ( treduc= 14 s) Supuesto 5 con EI ( treduc= 18 s) Supuesto 6 con EI ( treduc= 22 s) Supuesto 7 con EI ( treduc= 26 s) Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 48 Asimismo, el tiempo que tarda la frecuencia en alcanzar el valor cuasi-estacionario se incrementa a medida que los valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 son mayores. Como ya se indicó en el apartado 2.2.2.5, esto se produce porque al especificar un valor de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 mayor, lógicamente el aerogenerador dispone de un intervalo de tiempo mayor para la recuperación de la velocidad de giro. Al disponer de más tiempo, la reducción de potencia activa que ha de realizar este tipo de aerogeneradores será menor. La Figura 3.11 muestra la potencia activa generada por un parque eólico presente en el sistema. En esta figura se comprueba que para valores mayores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, la disminución de la potencia es menor. Figura 3.11: Potencia activa generada por un parque eólico formado por GSM con y sin capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, al producirse la pérdida de generación convencional En los supuestos analizados que consideran distintos valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, no se observa modificaciones relevantes en las tensiones del sistema eléctrico Lanzarote-Fuetenventura 2020. La Figura 3.12 muestra la evolución temporal de la tensión en la subestación Mácher para los distintos supuestos considerados. t (s) 34 3230282624 2220 18161412108 642 0 P (MW) 24 23,5 23 22,5 22 21,5 21 20,5 20 19,5 Supuesto 1 con EI ( treduc= 2 s) Supuesto 2 con EI ( treduc= 6 s) Supuesto 3 con EI ( treduc= 10 s) Supuesto 4 con EI ( treduc= 14 s) Supuesto 5 con EI ( treduc= 18 s) Supuesto 6 con EI (treduc= 22 s) Supuesto 7 con EI ( treduc= 26 s) Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 49 Figura 3.12: Tensión en la subestación Mácher con GSM con capacidad de EI, para varios valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟, al producirse una pérdida de generación convencional 3.3. Sistema eléctrico Gran Canaria 2020 En este apartado se analiza los efectos de la generación eólica constituida por GSM con capacidad de EI sobre el sistema eléctrico de Gran Canaria esperado para el año 2020. Para llevar a cabo este análisis se ha considerado que la demanda en el sistema es de 460 MW, siendo la demanda esperada para el período llano en el año 2020. La potencia eólica es de 140 MW, representando el 30 % aproximadamente de la generación en el sistema. Dicha potencia eólica se ha repartido de forma proporcional entre aquellas subestaciones más importantes en las que se prevé que en 2020 tengan generación eólica conectada. Estas subestaciones y la potencia eólica conectada se recogen en la Tabla 3.11. Tabla 3.11: Subestaciones consideradas con generación eólica para análisis de la EI en Gran Canaria Subestación Guía Lomo Gordo Carrizal Agüimes Arinaga Aldea Blanca Matorral Potencia eólica (MW) 10 16 16 12 34 26 26 Los GSM se encuentran proporcionado la potencia nominal, o sea, 2 MW. Se analiza el sistema eléctrico considerándose dos casos, uno con GSM sin capacidad de EI y otro con estos aerogeneradores equipados con la capacidad de EI. La pérdida de generación convencional considera la desconexión de los grupos Gas 3 - CC1 y Vapor 3 - CC1 que forman parte del ciclo combinado 1 y la turbina Vapor 4 - CC2 perteneciente al ciclo combinado 2. La desconexión supone la pérdida de 106,8 MW aproximadamente de generación. t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 Supuesto 1 con EI (treduc= 2 s) Supuesto 2 con EI (treduc= 6 s) Supuesto 3 con EI (treduc= 10 s) Supuesto 4 con EI (treduc= 14 s) Supuesto 5 con EI (treduc= 18 s) Supuesto 6 con EI (treduc= 22 s) Supuesto 7 con EI (treduc= 26 s) Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 50 Resultados La pérdida del ciclo combinado 1 y el grupo de vapor perteneciente al ciclo combinado 2 produce las desviaciones de frecuencia para los casos con y sin EI recogidas en la Figura 3.13. Figura 3.13: Frecuencia del sistema eléctrico Gran Canaria con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana En los dos casos, gracias a la actuación de la regulación primaria, en torno al segundo 6 la frecuencia comienza a estabilizarse. La caída de la frecuencia que se observa provoca deslastres de carga, siendo distinta la cantidad de carga deslastrada en cada caso. En el caso de aerogeneradores sin EI, la frecuencia desciende lo suficiente como para provocar el deslastre de los tres escalones de carga. La carga deslastrada es el 14 % con respecto a la demanda total. En cambio, en el caso de aerogeneradores con EI, estos ayudan a la recuperación de la frecuencia debido a la 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒 que generan y por lo tanto, el descenso de la frecuencia es menor. Al presentar la frecuencia mayores valores se evita el deslastre del tercer escalón de carga, siendo la carga deslastrada el 12 %. La diferencia en la cantidad de carga deslastrada se refleja en los valores del desvío cuasiestacionario de la frecuencia. Al producirse un menor deslastre de carga en el caso de aerogeneradores con capacidad de EI, la frecuencia se estabiliza en un valor menor, siendo de 49,56 Hz. En cambio, en el caso de aerogeneradores sin EI, tras el deslastre de carga, la generación tiene que satisfacer una menor cantidad de demanda, por lo que la frecuencia toma un valor superior, siendo de 49,61 Hz. La actuación de la generación eólica ante la pérdida de generación convencional estudiada puede verse a través de la gráfica de la Figura 3.14, que muestra la potencia proporcionada por la generación eólica conectada a la subestación Matorral. t (s) 242220181614121086420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 49 48,9 48,8 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia 49 Hz -1.er esc. desl. 48,92 Hz - 2.o esc. desl. 48,85 Hz - 3.o esc. desl. Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 51 Figura 3.14: Potencia activa generada por la generación eólica conectada a la subestación Matorral, formada por GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana Tras la finalización de la EI, en torno al segundo 11 s, la potencia activa producida por la generación eólica desciende y produce también en este sistema la segunda caída de la frecuencia. La pérdida de la generación convencional analizada produce una disminución de la tensión que en ambos casos finaliza al producirse los deslastres de carga. La Figura 3.15 muestra la tensión correspondiente a la subestación San Mateo, pudiéndose observar la mencionada disminución. Figura 3.15: Tensión en la subestación San Mateo con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica Barranco de Tirajana De forma semejante a lo que sucede con la frecuencia, las tensiones alcanzadas tras estabilizarse el sistema presentan diferencias debidas a la cantidad de carga deslastrada en cada caso. En el caso de aerogeneradores con EI, la cantidad de carga deslastrada es menor, t (s) 242220181614121086420 P (MW) 29 28,5 28 27,5 27 26,5 26 25,5 25 24,5 24 23,5 23 22,5 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia t (s) 242220181614121086420 V (pu) 1,025 1,02 1,015 1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 0,975 0,97 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 52 por lo que en el sistema existe, por un lado, una mayor demanda y por otro, esta mayor demanda provoca mayores caídas de tensión en los elementos del sistema. Por ello, las tensiones en el caso de aerogeneradores con EI presentan menores valores que en el caso de aerogeneradores sin EI. 3.4. Sistema eléctrico La Gomera 2020 A fin de analizar la EI proporcionada por los aerogeneradores en un sistema eléctrico canario de menor tamaño que los sistemas de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura se plantea el análisis en el sistema eléctrico de La Gomera previsto para el año 2020. Para llevar a cabo el análisis se ha decidido que la demanda en el sistema de La Gomera sea la estimada para el período horario llano en 2020, siendo de 10 MW. La generación eólica está formada por un parque eólico de 4 MW conectado a la subestación El Palmar. Los generadores que lo constituyen se consideran a su potencia nominal. De igual forma que en apartados anteriores se estudian dos casos: uno con GSM sin capacidad de EI y otro con GSM con capacidad de EI. La pérdida de generación convencional simulada consiste en la desconexión del generador diésel 18 en la central El Palmar, cuya potencia generada es igual a 2,03 MW. Esta potencia representa el 20,3 % de la generación total. Resultados De acuerdo con la ecuación de oscilación de la máquina síncrona (ecuación 2.3), la pérdida del grupo diésel 18 origina un descenso pronunciado de la frecuencia debido a la baja 𝐻𝐻 que presenta el sistema de La Gomera en los dos casos analizados. Pese a ello, no se llegan a producir deslastres de carga. Para el caso de aerogeneradores con capacidad de EI, la inyección de 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒 a partir de los 49,85 Hz provoca que la 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 obtenida no sea tan baja como la correspondiente al caso de aerogeneradores sin EI (Figura 3.16). Figura 3.16: Frecuencia del sistema eléctrico La Gomera con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar t (s) 24222018161412108 6420 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 53 Durante la fase de recuperación de la frecuencia, comprendida entre los instantes 1,33 s y 10 s aproximadamente, ésta presenta en el caso de aerogeneradores con EI valores mayores a los correspondientes al caso de aerogeneradores sin EI. Como se puede ver en la Figura 3.17, esto es debido a que la EI no ha finalizado. La 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒 inyectada por los aerogeneradores produce que la frecuencia presente valores superiores hasta la finalización de la EI, en el segundo 11. A partir de ese instante, se observa cómo la frecuencia inicia el segundo descenso. Tras la recuperación de la energía cinética de los aerogeneradores, éstos comienzan a aumentar nuevamente la potencia activa que generan y la frecuencia termina estabilizándose en el mismo valor de frecuencia cuasi-estacionaria que en el caso de aerogeneradores sin EI. Figura 3.17: Potencia activa generada por la generación eólica formada por GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar Como es lógico, la pérdida de generación provoca un descenso en los niveles de tensión en el sistema eléctrico. En cuanto a la influencia de la EI sobre las tensiones, al igual que en el resto de casos realizados, no se observan efectos significativos. La Figura 3.18 presenta la evolución temporal de la tensión de la subestación Alajeró para los dos casos estudiados. En ella se observa que la mayor diferencia se produce durante el descenso de potencia realizada por los aerogeneradores. t (s) 242220181614121086420 P (MW) 4,35 4,3 4,25 4,2 4,15 4,1 4,05 4 3,95 3,9 3,85 3,8 3,75 3,7 3,65 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 54 Figura 3.18: Tensión en la subestación Alajeró con GSM con y sin capacidad de EI ante la pérdida de generación convencional en la central eléctrica El Palmar 3.5. Resumen y conclusiones En este capítulo se ha analizado la capacidad de EI proporcionada por GSM en los SEC. Para ello se han escogido los sistemas de Lanzarote-Fuerteventura 2020, Gran Canaria 2020 y La Gomera 2020. El estudio ha consistido en el análisis del régimen dinámico producido por la pérdida de generación convencional en los diferentes sistemas eléctricos. En general, los efectos observados en el capítulo 2 han vuelto a reproducirse sobre los SEC. Las frecuencias de los SEC analizados presentan excursiones menores cuando los aerogeneradores poseen la capacidad de EI. También se produce el segundo descenso de la frecuencia al iniciarse la reducción de potencia por parte de los aerogeneradores. Estos efectos de la capacidad de EI sobre la frecuencia son más notorios a medida que la penetración eólica es mayor. De acuerdo a las características de EI analizadas y con unas penetraciones eólicas entre el 30 y el 40 %, podría esperarse unos valores de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 en torno a 0,1 Hz mayores si éstas contasen con capacidad de EI. La segunda caída de la frecuencia presenta una dependencia respecto a la cantidad de potencia convencional que se haya desconectado. Cuanto mayor es la potencia convencional pérdida en el sistema, mayor será la segunda caída de la frecuencia. No obstante, para las pérdidas de generación convencional n-1 que pudieran producirse en un SEC, no cabría esperar una disminución de frecuencia en su segunda caída que pudiera causar problemas de estabilidad. Por otro lado, la segunda caída de la frecuencia también guarda relación con 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟. Si el 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 ajustado en los aerogeneradores es bajo, la reducción de potencia puede conducir a que el segundo descenso de la frecuencia sea significativo. Para 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 igual a 2 s y una penetración eólica del 40 %, el segundo descenso es acusado, presentando valores próximos t (s) 24 22 201816 14 12 10 8 6 420 V (pu) 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 0,975 0,97 0,965 Sin Emulación de Inercia Con Emulación de Inercia Capítulo 3. Emulación de inercia en los sistemas eléctricos canarios 55 al primer descenso causado por la pérdida de generación. Por tanto, es conveniente evitar o reducir este efecto sobre la frecuencia ya que podría incluso provocar deslastres de carga. Se ha visto que una forma de reducirlo consiste en aumentar el valor de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟. Para mayores valores de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 el segundo descenso es menos apreciable. Considerando todo esto, se puede afirmar que el valor de 𝑡𝑡𝑟𝑟𝑒𝑒𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 debe ser tenido en cuenta al integrar en los SEC generación eólica con capacidad de EI. La EI proporcionada por la generación eólica podría evitar pérdidas de mercado debidas al deslastre de cargas en los SEC. Con la inyección de 𝑃𝑃𝑒𝑒𝑚𝑚𝑒𝑒, la frecuencia experimenta caídas menores, y por lo tanto, podría no alcanzar los valores tarados en los relés de deslastre. De acuerdo a lo observado en este capítulo, se podría evitar pérdidas de mercado de un 10 % aproximadamente. Además, para un caso concreto se evitó la pérdida de estabilidad. Las tensiones de los nudos en los SEC no se ven afectadas de forma significativa. Al igual que lo observado el capítulo 2, cabe esperar que las tensiones no sufran variaciones significativas debidas a la actuación de la EI. De acuerdo con todo lo anterior, la EI aportada por la generación eólica podría ayudar a reducir el impacto de perturbaciones, como la pérdida de generación. En este sentido, la EI se muestra como una característica positiva que podría favorecer una mayor integración de la generación eólica en los SEC. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 62 4.2.1.2. Interconexión Gran Canaria – Lanzarote-Fuerteventura – Norte de África La interconexión estudiada entre los sistemas eléctricos Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y del norte de África ha sido en HVDC. Esta interconexión se ha supuesto con topología LCC, en configuración multiterminal, bipolar, con retorno no metálico, estando conectadas las tres estaciones convertidoras requeridas en paralelo. Una de las estaciones convertidoras, normalmente actuando como inversora, se encarga de mantener constante la tensión de la interconexión, mientras que las otras dos ajustan las corrientes de acuerdo a las necesidades de potencia. Las estaciones convertidoras se emplazan en Barranco de Tirajana (Gran Canaria), en Jandía (Fuerteventura) y en Tarfaya, en la costa africana. En la costa africana, se ha seleccionado Tarfaya como punto de conexión ya que es el más cercano a Fuerteventura, con una longitud total de 135 km. Además, la infraestructura eléctrica en torno a Tarfaya permite el establecimiento de una interconexión con el archipiélago canario. Las características de la conexión multiterminal son similares a la interconexión Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura (apartado 4.2.1.1), presentando una capacidad de transporte entre cada estación convertidora de 250 MW y la tensión en el lado de CC es de 250 kV. La sección de los cables submarinos es de 1×750 mm2 en Cu y su aislamiento en papel impregnado [49]. Un diagrama de la interconexión analizada puede verse en la Figura 4.3. Figura 4.3: Diagrama de la interconexión estudiada entre los sistemas eléctricos de Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura y África 4.2.1.3. Interconexión Tenerife – La Gomera La interconexión entre Tenerife y La Gomera se ha propuesto en CA, siendo esta tecnología la más adecuada según las características de los sistemas a interconectar y para la distancia del recorrido submarino entre estas islas, siendo de unos 30 km. La interconexión está formada por un doble circuito trifásico a 66 kV. El cable seleccionado es un cable tripolar submarino, 3×95 mm2 Al, con aislamiento XLPE. La capacidad total considerada de la interconexión es de 30 MVA. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 63 Ambos circuitos en La Gomera se conectan a la subestación El Palmar, siendo la opción más lógica por ser el nudo más próximo a la costa oeste de Tenerife. Además, representa el punto más robusto del sistema eléctrico de La Gomera. En Tenerife, cada circuito se conecta a una subestación distinta consiguiéndose de este modo un nivel de mallado mayor. El primero de ellos se enlaza con la subestación Guía de Isora y tiene una longitud aproximada de 35 km. El segundo circuito conecta con la subestación Los Olivos presentando una longitud de 43 km aproximadamente. Estas subestaciones fueron elegidas debido a que, existiendo una determinada distancia entre ellas, presentan las rutas más cortas para la realización de la interconexión. En cada una de estas subestaciones se cuenta con reactancias para compensar la potencia reactiva que se genera en los cables submarinos [49]. 4.2.1.4. Implementación de los enlaces HVDC en la herramienta informática La implementación para el análisis en régimen dinámico de la interconexión en HVDC de los sistemas de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura se ha realizado con el modelo para la configuración dos terminales CDC4T (Two-terminal dc line model). Para la interconexión entre los SEC y los sistemas eléctricos del norte de África el modelo utilizado ha sido el modelo para enlaces multiterminales MTDC1T (Multiterminal (five converter) dc line model). Ambos modelos pertenecen a la librería de modelos del programa PSS®E. El modelo MTDC1T simula el comportamiento de un sistema multiterminal HVDC de hasta 5 estaciones convertidoras diferentes. En este caso, se cuenta tan solo con las tres estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana, Jandía y Tarfaya. Los modelos CDC4T y MTDC1T presentan un modo de control muy similar entre ambos. Una explicación más extensa del funcionamiento de estos modelos puede encontrarse en [50]. En principio, para el modelado de las interconexión de dos terminales y multiterminal bipolar es suficiente el uso de los modelos CDC4T o MTDC1T. Sin embargo, estos modelos mantienen desacoplados los sistemas eléctricos interconectados y no poseen un control que varíe la potencia intercambiada de acuerdo a las necesidades que se presenten en cada uno de estos sistemas. De este modo, si en uno de los sistemas se produjese un desequilibrio entre la generación y la demanda, la potencia intercambiada se mantendría constante. Por ello, resulta necesario añadir un control que permita la variación de las potencias intercambiadas a través de la interconexión para responder a las contingencias que pudieran surgir en alguno de estos sistemas. El control implementado para ello es el regulador CHAAUT [50]. Este regulador controla la potencia en los convertidores correspondientes dependiendo de la desviación de frecuencia existente, actuando de forma similar a un generador gestionable con control potencia-frecuencia. Por lo tanto, el uso de este regulador permite que los sistemas interconectados en CC puedan compartir sus reservas de regulación primaria y secundaria. El modelo CHAAUT tiene como entrada las desviaciones de frecuencia y como salida, una señal auxiliar de potencia que se introduce a la entrada del modelo de los convertidores HVDC, añadiéndose así a las potencias de consigna que tengan los convertidores. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 64 En el caso de la interconexión Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura – norte de África, el modelo CHAAUT se ha configurado de forma que ante cualquier variación de frecuencia producida en alguno de los SEC, este será apoyado a través de la interconexión únicamente por el sistema eléctrico de mayor robustez, o sea el de África, variando la potencia intercambiada. De esta forma, las desviaciones de la frecuencia que tengan lugar en alguno de los SEC no afectan al control potencia-frecuencia de la estación convertidora del otro SEC, no viéndose perjudicado. Asimismo, en cada una de las estaciones convertidoras se han modelado sistemas de compensación de potencia reactiva con objeto de proporcionar aquella requerida por los convertidores. En general, para LCC la tensión en CC en el lado del convertidor que funciona como rectificador (𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐) y en el lado que actúa como inversor (𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐) son determinadas mediante las ecuaciones 4.1 y 4.2. 𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 =𝑁𝑁𝑐𝑐�3√2 𝜋𝜋𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 cos(𝛼𝛼)−3𝑋𝑋𝑐𝑐𝑐𝑐 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜋𝜋−2 𝑅𝑅𝑐𝑐𝑐𝑐 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐� (4.1) 𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 =𝑁𝑁𝑐𝑐�3√2 𝜋𝜋𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 cos(𝛾𝛾)−3𝑋𝑋𝑐𝑐𝑐𝑐 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜋𝜋−2 𝑅𝑅𝑐𝑐𝑐𝑐 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐� (4.2) en las cuales: 𝑁𝑁𝑐𝑐, 𝑁𝑁𝑐𝑐: número de puentes en serie 𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐, 𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐: tensiones a circuito abierto del lado de continua del transformador del convertidor 𝛼𝛼: ángulo de retraso de disparo del rectificador 𝑋𝑋𝑐𝑐𝑐𝑐, 𝑋𝑋𝑐𝑐𝑐𝑐: reactancia de conmutación 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐: intensidad en la línea de CC 𝑅𝑅𝑐𝑐𝑐𝑐, 𝑅𝑅𝑐𝑐𝑐𝑐: resistencia de conmutación 𝛾𝛾: ángulo margen del inversor A su vez, las intensidades en CA en el lado rectificador (𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐) y en el lado inversor (𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐) pueden ser obtenidas mediante las ecuaciones 4.3 y 4.4. 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 =√6𝑁𝑁𝑐𝑐 𝜋𝜋𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 (4.3) 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 =√6𝑁𝑁𝑐𝑐 𝜋𝜋𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 (4.4) Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 65 4.3. Consideraciones previas al análisis El análisis de las interconexiones tiene por objeto la comprobación de la viabilidad técnica de los sistemas interconectados, evaluando el comportamiento de los mismos. Por lo tanto, se podrá comprobar si la potencia renovable propuesta en los SEC pudiera ser integrada o no. 4.3.1. Escenarios analizados Para comprobar la viabilidad técnica de las interconexiones se analizan los sistemas cuando se encuentran en determinados períodos horarios. Estos períodos horarios son, de forma aproximada, aquellos en los que se produce la máxima y mínima demanda anual y en los que la generación renovable es máxima. Se entiende que a lo largo de un año, es en estos períodos cuando los sistemas eléctricos podrían presentar una mayor vulnerabilidad ante cualquier perturbación. Los períodos horarios han sido determinados persiguiendo una alta integración de energías renovables por medio de un análisis de tipo energético haciendo uso de la aplicación informática EnergyPLAN v11, en el marco del proyecto INTERMACAN [49]. Además de la determinación de los períodos horarios con generación renovable máxima, el análisis energético determina nueva potencia eólica y fotovoltaica que podría ser instalable sumándose a la ya planificada, ambas indicadas en el apéndice A. Para ello se consideró el perfil de demanda horaria anual de cada sistema eléctrico, los potenciales eólicos y fotovoltaicos horarios anuales, las potencias máximas transportables a través de las interconexiones o almacenamiento por medio de centrales hidroeléctricas reversibles como las indicadas en [51-54]. En el análisis energético ciertas condiciones debieron ser establecidas. Una de estas condiciones consistió en asegurar que el 90 % de la energía anual producida por la generación renovable pueda ser inyectada en los sistemas. Otra condición fue que en cualquier período horario, al menos el 30 % de la generación debía ser de origen convencional [55]. Las potencias renovables obtenidas a través del análisis energético y consideradas en cada SEC analizado son las que se recogen en la Tabla 4.1. Tabla 4.1: Potencias renovables instaladas consideradas en los SEC Sistema eléctrico Potencia eólica (MW) Potencia fotovoltaica (MW) Gran Canaria 460 75 Lanzarote-Fuerteventura 240 95 Tenerife 402 218 La Gomera 8 0,05 Las potencias producidas por cada tipo de generación en cada uno de los períodos horarios analizados para cada interconexión se indican en sus apartados correspondientes. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 66 Para la asignación de generación a los grupos convencionales en cada período horario se han considerado aspectos económicos así como también el mantenimiento de las reservas primaria y secundaria de acuerdo con [56]. En cada escenario, la tensión de consigna en los grupos de generación convencional se ha ajustado para obtener valores de tensión adecuados en los nudos de la red. El reparto de la potencia eólica y fotovoltaica total a generar entre las distintas instalaciones se realiza en función de las respectivas potencias nominales. Para la realización del análisis en este capítulo se ha considerado la generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión y de control de tensión. La generación fotovoltaica, al igual que la generación eólica es capaz de soportar huecos de tensión, cumpliendo con el hueco de tensión exigido en Canarias indicado en el apartado 2.3. La generación eólica, además, posee la capacidad de control de tensión. 4.3.2. Metodología de evaluación La evaluación técnica de los sistemas interconectados, encontrándose estos en los períodos horarios seleccionados, se lleva a cabo a través del análisis en régimen estacionario y en régimen dinámico. En los siguientes subapartados se recoge el procedimiento y los criterios de comprobación para cada tipo de análisis. 4.3.2.1. Análisis en régimen estacionario El análisis en régimen estacionario consiste en la realización de un flujo de potencia de los sistemas en el estado de funcionamiento normal, permitiendo determinar básicamente las tensiones y los niveles de carga de los elementos presentes. En todos los nudos del sistema pertenecientes a la red de transporte se comprueba que los valores de tensión obtenidos se encuentran dentro de los intervalos exigidos para el funcionamiento normal de los SEC. Estos intervalos exigidos se pueden ver en la Tabla 4.2 [56]. Tabla 4.2: Márgenes de tensión admisibles en el estado normal de funcionamiento del sistema Nivel de tensión (kV) Mínimo valor permitido (pu/kV) Máximo valor permitido (pu/kV) 220 0,95 / 210 1,11 / 245 132 0,95 / 125 1,10 / 145 66 0,94 / 62 1,09 / 72 También se comprueba los niveles de carga de elementos presentes en los sistemas (generadores, transformadores, líneas eléctricas, interruptores,…). Los valores de carga obtenidos de cada elemento no deben superar sus correspondientes capacidades nominales [56]. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 67 4.3.2.2. Análisis en régimen dinámico Con el análisis en régimen dinámico es posible observar el comportamiento del sistema eléctrico ante perturbaciones. Se analizan así variables como las tensiones, frecuencias o potencias a lo largo del tiempo en el estado dinámico. De este modo se puede observar si el sistema es capaz de soportar los eventos simulados y las consecuencias de estos sobre el mismo. En el análisis en el régimen dinámico se han estudiado los siguientes eventos: - Desconexión de generación convencional - Desconexión de generación renovable - Cortocircuito - Pérdida de uno de los circuitos de interconexión Estas perturbaciones son consideradas críticas para un sistema eléctrico. Si los sistemas son capaces de soportarlas podría considerarse la viabilidad de los escenarios planteados. Por tanto, para todos los eventos se comprueba si el sistema es capaz de mantener la estabilidad y que en el posterior estado estacionario alcanzado se satisfacen los criterios exigidos para el régimen estacionario indicados en [56]. Tanto la desconexión de la generación convencional como la generación renovable será aquella que se encuentre inyectando la mayor cantidad de potencia en los SEC, en el período horario a estudio. En los sistemas estudiados, la mayor potencia renovable se presenta como la mayor suma de generaciones de tipo renovable conectadas en un nudo o subestación. Por lo tanto, la desconexión de la mayor potencia renovable implica la desconexión de ese nudo o subestación. En la realidad, en la mayoría de los casos esta desconexión equivale a un fallo n-2. En este caso, el fallo n-2 implica la pérdida de la totalidad de la potencia producida por la generación renovable. No obstante, la probabilidad de que se suceda un fallo n-2 es menor que la probabilidad de que suceda otro tipo de eventos que provoque una pérdida menor de potencia renovable; como por ejemplo, una la disminución brusca de la generación eólica debido a un descenso repentino de la velocidad del viento. Por lo tanto, al considerarse en este estudio la desconexión de la mayor potencia renovable, también se cubre aquellos casos de descenso brusco de la generación renovable. Los cortocircuitos estudiados son cortocircuitos trifásicos francos de 250 ms de duración. El tiempo de duración del cortocircuito se ha establecido considerándose que la falta es despejada por la actuación de la protección de fallo de interruptor. Estos cortocircuitos son producidos en distintos nudos de los SEC que son interconectados. En los períodos horarios analizados se ha asignado intercambios de potencia entre los sistemas eléctricos a través de las interconexiones. Por ello, resulta de especial interés conocer el comportamiento y la viabilidad de los sistemas interconectados ante la pérdida de uno de los circuitos de interconexión. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 68 Se consideran los parques eólicos y las plantas fotovoltaicas funcionando todos al mismo régimen con respecto a sus potencias nominales. 4.4. Análisis de los sistemas eléctricos interconectados de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura Este apartado tiene por objeto el análisis de los sistemas eléctricos interconectados de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura esperados para el año 2020. La interconexión se realiza a través de un enlace en HVDC bipolar como ya se indicó en el apartado 4.2.1.1. 4.4.1. Escenario analizado Para el análisis de la interconexión Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura se considera un solo período horario, en el cual se produce la demanda máxima anual obtenido de acuerdo con el apartado 4.3.1. En este período horario la potencia transportada entre los sistemas de Gran Canaria y Fuerteventura es elevada, al igual que la generación renovable, por lo que el desplazamiento de la generación convencional es significativo. Debido a que el período horario de máxima demanda en los últimos años ha tenido lugar en la franja nocturna, la producción fotovoltaica se ha supuesto nula. La potencia que circula en la interconexión desde Gran Canaria al sistema LanzaroteFuerteventura es de 100 MW. La generación convencional en Lanzarote-Fuerteventura se ha establecido en su mínimo técnico, 52 MW. El resto de potencia necesaria para cubrir la demanda es proporcionada por la generación eólica, la cual produce 168 MW. En Gran Canaria se ha considerado 419 MW de generación eólica y la central hidroeléctrica reversible Chira-Soria generando 100 MW. Una de las turbinas hidráulicas pertenecientes a esta central se mantiene de reserva. La generación convencional cubre 237 MW. En la Tabla 4.3 se resume lo expuesto anteriormente. Tabla 4.3: Demanda, generación e intercambios de potencia en los sistemas interconectados de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura Gran Canaria Lanzarote-Fuerteventura Demanda (MW) 656 320 Generación convencional (MW) 237 52 Generación hidráulica (MW) 100 - Generación eólica (MW) 419 168 Generación fotovoltaica (MW) 0 0 Importación (MW) 0 100 Exportación (MW) 100 0 En el apéndice D se puede encontrar los generadores convencionales en servicio de los SEC en cada una de las centrales eléctricas así como la potencia producida por los mismos. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 69 4.4.2. Análisis en régimen estacionario Las tensiones que se registran en los sistemas eléctricos de Gran Canaria y LanzaroteFuerteventura son las que se muestran en la Tabla 4.4. Tal y como se puede comprobar, todas las tensiones se encuentran comprendidas entre los márgenes admisibles. La mayor tensión se produce en la subestación convencional de CA de Jandía alcanzando un valor de 140,22 kV (1,0630 pu). La subestación Arucas es la que presenta el menor valor de tensión, siendo de 62,85 kV (0,9522 pu). Tabla 4.4: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Gran Canaria y de LanzaroteFuerteventura Nudo Tensión nominal (kV) Tensión obtenida (kV) Nudo Tensión nominal (kV) Tensión obtenida (kV) Agüimes 66 65,95 Sabinal 220 220,31 Aldea Blanca 66 65,74 San Agustín 66 64,03 Arguineguín 66 64,57 San Mateo 66 63,09 Arinaga 66 65,96 Santa Águeda 66 64,85 Arucas 66 62,85 Santa Águeda 220 220,48 Barranco Seco 66 63,55 Chira-Soria 220 221,67 Barranco de Tirajana 66 65,97 Telde 66 64,09 Tirajana 220 222,88 Punta Grande 66 66,39 Tirajana II 220 222,27 Mácher 66 66,26 Tirajana III 220 220,59 Playa Blanca 66 65,64 Buenvista 66 63,37 Haría-Teguise 66 66,34 Carrizal 66 65,59 S 2-3 66 66,34 Cementos Especiales 66 64,33 San Bartolomé 66 66,37 CINSA 66 65,02 Callejones 66 66,38 El Cebadal 66 63,47 S 6-7 66 66,61 El Tablero 66 64,75 S 8 66 66,32 EMALSA 66 66,56 Desalación 66 66,39 Gáldar/Agaete 66 63,37 Tías 66 66,26 Guanarteme 66 63,23 Tías 132 131,12 Guía 66 63,14 Nueva Playa Blanca 66 65,64 Jinámar 66 66,57 Nueva Playa Blanca 132 131,78 Jinámar 220 220,35 Matagorda 132 131,6 La Aldea 66 63,18 Las Salinas 66 68,57 La Paterna (L Cardo) 66 63,55 Corralejo 66 66,26 La Paterna (L Cardo) 220 219,58 La Oliva 66 66,36 LP Oeste 66 63,52 La Oliva 132 133,52 Lomo Apolinario 66 63,53 Puerto del Rosario 66 68,53 Lomo Maspalomas 66 64,6 Puerto del Rosario 132 135,56 Marzagán 66 64,02 Gran Tarajal 66 68,67 Matorral 66 65,97 Matas Blancas 66 69,43 Mogán 66 64,53 Antigua 132 136,71 Muelle Grande 66 63,21 Tuineje 132 137,58 Nueva Arucas 66 62,92 Nueva Gran Tarajal 66 68,67 Nueva Barranco Seco 66 63,64 Nueva Gran Tarajal 132 138,05 Escobar 66 65,63 Jares 132 138,49 Nueva CINSA 66 65,02 S 18-19 132 138,6 Nueva Guía 66 63,16 Cañada de La Barca 132 138,86 P M Jinámar 66 66,57 Nueva Matas Blancas 66 69,43 Plaza Feria 66 63,43 Nueva Matas Blancas 132 139,6 Sabinal 66 64,03 Jandía 132 140,22 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 70 Puede observarse que las mayores tensiones se registran en los nudos del sur de la isla de Fuerteventura. Esto se debe precisamente a la existencia de la interconexión y la potencia transportada a través de esta. De esta forma, las menores tensiones del sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura se registran en el norte. Los parques eólicos con capacidad de control de tensión que se encuentran en el norte inyectan potencia reactiva al sistema, colaborando en el mantenimiento de las tensiones. En la isla de Gran Canaria, las subestaciones con los menores valores de tensión son las que se encuentran al noreste, siendo estas las más alejadas de la generación convencional. Además, en el análisis estacionario se observa que ninguno de los transformadores se encuentra sobrecargado, así como que ninguna de las líneas opera por encima de su capacidad nominal. De este modo, el sistema no presenta problemas en régimen estacionario. 4.4.3. Análisis en régimen dinámico 4.4.3.1. Desconexión de generación convencional Desconexión de generación convencional en el sistema eléctrico de Gran Canaria En Gran Canaria, para el período horario de máxima demanda analizado, el grupo de generación convencional de mayor potencia se corresponde con el ciclo combinado 2, estando en funcionamiento a medio ciclo. Los generadores pertenecientes a este ciclo y que se encuentran en funcionamiento son Gas 5 - CC2 y Vapor 3 - CC2. La potencia generada entre ambos es 63,19 MW. Los sistemas interconectados de Gran Canaria y de Lanzarote-Fuerteventura son capaces de mantener la estabilidad ante la pérdida de esta cantidad de potencia. En el sistema de Gran Canaria se produce una disminución de la frecuencia, estabilizándose en torno a 49,6 Hz. Como puede observarse en la Figura 4.4, el desvío de la frecuencia es mayor en el sistema de Gran Canaria, ya que es este quien sufre directamente la pérdida de generación. En el sistema Lanzarote-Fuerteventura, al estar importando potencia desde Gran Canaria, ver Figura 4.5, la frecuencia también se ve afectada, quedando desviada -0,08 Hz aproximadamente. No obstante, como se indicó, el sistema mantiene la estabilidad. Durante los instantes iniciales, las tensiones en ambos sistemas se ven alteradas, pero es en el sistema de Gran Canaria donde la pérdida de generación produce una caída de los valores de las tensiones en el nuevo estado estacionario alcanzado. Esto puede verse en la Figura 4.6. La pérdida del ciclo combinado 2 provoca, de facto, una reducción de la capacidad de regulación de las tensiones y un aumento en las caídas de tensión en Gran Canaria, lo que origina el mencionado desvío. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 71 Figura 4.4: Frecuencia ante la desconexión de generación convencional en Gran Canaria Figura 4.5: Potencia por polo ante desconexión de generación convencional en Gran Canaria Figura 4.6: Tensión ante la desconexión de generación convencional en Gran Canaria Desconexión de generación convencional en el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura En el sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura, para el período horario considerado, están conectados dos grupos con la mayor potencia, siendo ésta de 30 MVA. Estos grupos son el Diésel 6 perteneciente a la central eléctrica Punta Grande y el Diésel 6 en la central eléctrica de Las Salinas. Para este estudio se decidió que el grupo a desconectar sea el Diésel 6 perteneciente a la central Las Salinas, que en este período horario inyecta a la red 16,34 MW. Al igual que en el caso anterior, los sistemas interconectados mantienen la estabilidad ante la desconexión del Diésel 6 en Las Salinas. En este caso, la frecuencia del sistema LanzaroteFuerteventura experimenta una mayor desviación, ya que pierde uno de sus generadores convencionales. La 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑐𝑐𝑚𝑚 que se observa es de 49,77 Hz aproximadamente y la frecuencia se estabiliza en 49,82 Hz (Figura 4.7). Las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana y Jandía, de acuerdo al control potencia-frecuencia implementado, al detectar la disminución de frecuencia en el sistema Lanzarote-Fuerteventura podrían elevan el valor de la potencia que se transporta desde t (s) 654321 f (Hz) 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 Gran Canaria Lanzarote-Fuerteventura t (s) f (Hz) 50 49 48 47 46 45 44 36312621161161 41 t (s) 1197531 V (pu) 1,04 1,02 1 0,98 0,96 0,94 Lanzarote-Fuerteventura (Sub. Punta Grande) Gran Canaria (Sub. Lomo Maspalomas) Lanzarote-Fuerteventura (Sub. Puerto Rosario) Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 78 4.4.3.4. Pérdida de uno de los circuitos de interconexión En este apartado se estudia la pérdida de uno de los circuitos de la interconexión entre Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura Es decir, se considera que queda fuera de servicio uno de los dos polos de la interconexión entre las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana y Jandía. Como la potencia intercambiada es de 100 MW y cada polo transporta la mitad de la potencia, la desconexión de uno de los polos representa la interrupción de 50 MW. La pérdida uno de los polos del enlace en HVDC causa desviaciones de las frecuencias de ambos sistemas. Sin embargo, los sistemas interconectados soportan esta perturbación. Como el sistema Lanzarote-Fuerteventura posee una menor 𝐻𝐻, la desviación experimentada por la frecuencia en este sistema es mucho mayor que la ocasionada en Gran Canaria. Esto puede verse en la Figura 4.22. La frecuencia en Lanzarote-Fuerteventura disminuye, produciéndose una 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑐𝑐𝑚𝑚 de 49,1 Hz y el desvío cuasi-estacionario es de -0,6 Hz. En Gran Canaria, la frecuencia tras elevarse inicialmente se estabiliza en 50,1 Hz aproximadamente. Al importar energía desde Gran Canaria, la pérdida de uno de los polos de la interconexión representa para el sistema Lanzarote-Fuerteventura una pérdida de generación. Esto produce una desaceleración de los generadores convencionales, causando la mencionada caída de la frecuencia. En cambio, en Gran Canaria sucede lo contrario. La desconexión del polo produce una desaparición repentina de parte de la demanda, ocasionando la elevación de la frecuencia. Ante la pérdida de uno de sus polos, el sistema de interconexión en HVDC aumenta la potencia transportada por el polo que se mantiene en servicio, como puede apreciarse en la Figura 4.23. De acuerdo al control potencia-frecuencia de las estaciones convertidoras, el incremento de la potencia transportada por este polo es de 25 MW, pasando de 50 MW a 75 MW. Este aumento de la potencia que circula por el polo activo y la actuación de la regulación de velocidad de los grupos convencionales en Lanzarote-Fuerteventura consiguen parar la caída de la frecuencia y estabilizarla. La desconexión del polo causa una elevación transitoria de las tensiones en los dos sistemas interconectados (Figura 4.24). Al quedar fuera de servicio el polo, el consumo de potencia reactiva en los convertidores asociados a este polo desaparece. En la estación convertidora de Barranco de Tirajana se dejan de consumir 13,27 MVAr y en la estación de Jandía 18,18 MVAr. La desaparición de estos consumos de potencia reactiva es la que provoca el aumento transitorio de las tensiones. Sin embargo, como puede apreciarse en la figura, las tensiones finalmente se estabilizan. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 79 Figura 4.22: Frecuencia ante la pérdida de uno de los polos de interconexión Figura 4.23: Potencia por polo ante la pérdida de uno de los polos de interconexión Figura 4.24: Tensión ante la pérdida de uno de los polos de interconexión 4.5. Análisis de los sistemas eléctricos interconectados de Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura y norte de África En este apartado se recoge el análisis realizado a los sistemas eléctricos de Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura y los sistemas eléctricos del norte de África, interconectados por un enlace en HVDC multiterminal y con tipo de conexión bipolar. Esta interconexión fue presentada en el apartado 4.2.1.2. 4.5.1. Escenarios analizados Los escenarios analizados de acuerdo con el apartado 4.3.1 son el período horario de demanda máxima, el período horario de demanda mínima y en este caso, también se ha considerado el período horario de demanda media. Dado que los períodos horarios de demanda máxima y demanda mínima anuales se producen en horario nocturno, no se contempla la generación fotovoltaica. Sin embargo, en el período horario de demanda media sí se ha considerado la producción fotovoltaica. t (s) 11109876543210 f (Hz) 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 49,3 49,2 49,1 49 Gran Canaria Lanzarote-Fuerteventura t (s) 312621161161 P (MW) 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 t (s) 1197531 V (pu) 1,07 1,06 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 Lanzarote-Fuerteventura (Sub. Punta Grande) Gran Canaria (Sub. Lomo Maspalomas) Lanzarote-Fuerteventura (Sub. Puerto Rosario) Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 80 En los sistemas eléctricos del norte de África se han supuesto unos ciertos valores de producción renovable realistas, aunque no relacionados con los supuestos para los SEC. Hay que tener en cuenta que el objeto principal de este análisis es comprobar el comportamiento y viabilidad de la potencia renovable de los SEC. Por tanto, los valores de generación en el sistema eléctrico continental africano no resultan especialmente relevantes para obtener conclusiones en cuanto al análisis de los SEC se refiere. En cuanto a la potencia de importación o exportación a través del enlace multiterminal, se considera que en los períodos horarios de demanda mínima y demanda media los SEC exportan potencia hacia África. En el período horario de demanda máxima los SEC importan potencia desde el continente africano. De esta forma, se puede conocer cuál es el comportamiento de los sistemas ante ambas situaciones. En el período horario de demanda mínima se ha supuesto una penetración eólica del 70 % aproximadamente en los sistemas eléctricos de Gran Canaria y Lanzarote-Fuerteventura. La potencia exportada a través del enlace hacia el sistema eléctrico del norte de África es de 129 MW aproximadamente. Dada la baja demanda que se produce en este período horario, la central hidroeléctrica reversible en Gran Canaria se encuentra en modo bombeo, consumiendo 112,5 MW. De la misma forma que en el período horario de demanda mínima, en el período de demanda media se ha establecido una penetración renovable del 70 % en los SEC. En este caso, la producción renovable está constituida por generación eólica y por generación fotovoltaica. La potencia generada en los SEC y transportada hacia el sistema africano es de 189 MW aproximadamente, circulando ésta a través del enlace Fuerteventura-Tarfaya. En el período horario de demanda máxima, se ha supuesto en cambio una penetración eólica alrededor del 49 % en Gran Canaria. Si consideramos que la energía producida por la central hidroeléctrica es de origen renovable, la penetración de la generación renovable en Gran Canaria en este período horario asciende aproximadamente al 58 %. En LanzaroteFuerteventura, la generación eólica representa de forma aproximada el 53 %. Como ya se ha indicado, en este período horario los SEC importan energía desde África, siendo de 109 MW aproximadamente. Como ya se ha indicado, el punto de conexión con el sistema del norte de África es Tarfaya. En torno a Tarfaya se espera que exista una alta producción de energías renovables. Por lo tanto, la energía importada desde el sistema africano podría estar generada en un alto porcentaje por energías renovables, aumentando de este modo la cobertura de la demanda por energías renovables en los SEC. En el sistema eléctrico del norte de África, se han considerado unos ciertos valores realistas de producción renovable, de generación convencional y de importación con el sistema eléctrico de España, teniendo en cuenta las potencias instaladas estimadas para el año 2020 en sus planificaciones nacionales. En las Tablas 4.5, 4.6 y 4.7 se indica para cada uno de los períodos horarios a analizar los valores de demanda, generación y potencia intercambiada a través de la interconexión. De esta forma, se pueden visualizar de forma clara las diferencias entre los períodos horarios y en la producción de generación renovable. Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 81 Tabla 4.5: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda mínima Sistema eléctrico Demanda/Generación/Intercambios Potencia (MW) Gran Canaria Demanda 288 Generación Convencional 147,76 Generación hidráulica -112,5 Generación Eólica 345,63 Generación Fotovoltaica 0 Exportación 86,29 Lanzarote-Fuerteventura Demanda 129 Generación Convencional 52,27 Generación Eólica 121,74 Generación Fotovoltaica 0 Exportación 43,01 Norte de África Demanda 3781 Generación Convencional 3092,86 Generación hidráulica 0 Generación Eólica 217,52 Generación solar termoeléctrica 400 Importación desde los SEC 129,31 Importación desde España peninsular 28,1 Tabla 4.6: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda media Sistema eléctrico Demanda/Generación/Intercambios Potencia (MW) Gran Canaria Demanda 472 Generación Convencional 183,5 Generación hidráulica 0 Generación Eólica 368,67 Generación Fotovoltaica 45,01 Exportación 117,88 Lanzarote-Fuerteventura Demanda 224,5 Generación Convencional 90 Generación Eólica 158,27 Generación Fotovoltaica 56,99 Exportación 70,86 Norte de África Demanda 6125,5 Generación Convencional 4137,28 Generación hidráulica 0 Generación Eólica 1518,28 Generación solar termoeléctrica 400 Importación desde SEC 188,74 Importación desde España peninsular 104,29 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 82 Tabla 4.7: Demanda, generación e intercambios de potencia en Gran Canaria, LanzaroteFuerteventura y África. Período de demanda máxima Sistema eléctrico Demanda/Generación/Intercambios Potencia (MW) Gran Canaria Demanda 656 Generación Convencional 205,89 Generación hidráulica 64 Generación Eólica 322,59 Generación Fotovoltaica 0 Importación 70,62 Lanzarote-Fuerteventura Demanda 320 Generación Convencional 113,99 Generación Eólica 170,44 Generación Fotovoltaica 0 Importación 37,97 Norte de África Demanda 8470 Generación Convencional 6278,23 Generación hidráulica 0 Generación Eólica 1518,28 Generación solar termoeléctrica 400 Exportación a SEC 108,59 Importación desde España peninsular 684,61 Los grupos generadores de las centrales eléctricas de los SEC en servicio y las potencias generadas por estos en cada período horario pueden consultarse en el apéndice D. 4.5.2. Análisis en régimen estacionario El análisis de flujo de potencia en los períodos horarios estudiados muestra que los valores de las tensiones pueden mantenerse dentro de los intervalos admisibles. A continuación se recogen en la Tabla 4.8 los resultados de las tensiones de los nudos de la red de transporte de los SEC en cada período horario considerado. Tabla 4.8: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Gran Canaria y de LanzaroteFuerteventura Nudo Tensión nominal (kV) Tensión en período horario de mínima demanda (kV) Tensión en período horario de mínima media (kV) Tensión en período horario de máxima demanda (kV) Agüimes 66 66,18 66,08 65,93 Aldea Blanca 66 66,01 65,91 65,75 Arguineguín 66 65,21 64,92 64,74 Arinaga 66 66,15 66,08 65,94 Arucas 66 65,18 64,41 62,86 Barranco Seco 66 65,40 64,72 63,58 Barranco de Tirajana 66 66,13 66,05 65,97 Tirajana 220 221,50 221,54 222,35 Tirajana II 220 220,20 220,81 222,05 Tirajana III 220 220,09 220,29 220,90 Buenvista 66 65,40 64,60 63,39 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 83 Carrizal 66 66,05 65,91 65,57 Cementos Especiales 66 65,05 64,71 64,50 CINSA 66 65,86 65,64 64,99 El Cebadal 66 65,47 64,68 63,49 El Tablero 66 65,26 65,05 64,91 EMALSA 66 66,08 66,31 66,54 Gáldar/Agaete 66 65,76 65,27 63,23 Guanarteme 66 65,34 64,50 63,24 Guía 66 65,56 65,06 63,02 Jinámar 66 66,09 66,32 66,55 Jinámar 220 220,66 220,42 220,11 La Aldea 66 65,68 65,14 63,04 La Paterna (L Cardo) 66 65,46 64,72 63,57 La Paterna (L Cardo) 220 220,59 220,04 219,32 LP Oeste 66 65,43 64,73 63,54 Lomo Apolinario 66 65,41 64,69 63,54 Lomo Maspalomas 66 65,27 64,96 64,75 Marzagán 66 65,52 65,04 64,05 Matorral 66 66,13 66,05 65,97 Mogán 66 65,23 64,91 64,71 Muelle Grande 66 65,35 64,49 63,22 Nueva Arucas 66 65,21 64,46 62,94 Nueva Barranco Seco 66 65,43 64,78 63,66 Escobar 66 66,07 65,94 65,61 Nueva CINSA 66 65,86 65,64 65,00 Nueva Guía 66 65,57 65,06 63,05 P M Jinámar 66 66,09 66,32 66,55 Plaza Feria 66 65,43 64,64 63,44 Sabinal 66 65,54 65,04 64,06 Sabinal 220 220,66 220,40 220,07 San Agustín 66 65,07 64,57 64,14 San Mateo 66 65,35 64,77 63,04 Santa Águeda 66 65,27 65,07 65,02 Santa Águeda 220 219,56 219,74 220,57 Chira-Soria 220 219,63 220,13 221,63 Telde 66 65,46 65,13 64,15 Punta Grande 66 66,63 66,48 65,56 Mácher 66 66,48 66,29 65,25 Playa Blanca 66 66,33 66,57 64,38 Haría-Teguise 66 66,69 66,60 65,52 S 2-3 66 66,69 66,60 65,52 San Bartolomé 66 66,63 66,46 65,49 Callejones 66 66,63 66,46 65,50 S 6-7 66 66,67 66,54 65,70 S 8 66 66,61 66,48 65,41 Desalación 66 66,63 66,48 65,25 Tías 66 66,48 66,29 64,63 Tías 132 133,08 134,36 128,75 Nueva Playa Blanca 66 66,33 66,57 64,79 Nueva Playa Blanca 132 132,90 133,99 129,56 Matagorda 132 133,07 134,28 133,03 Las Salinas 66 67,30 67,33 64,77 Corralejo 66 66,36 66,63 64,86 La Oliva 66 66,37 66,66 65,31 La Oliva 132 133,07 134,42 130,63 Puerto del Rosario 66 67,21 67,21 66,38 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 84 Puerto del Rosario 132 133,04 134,16 132,03 Gran Tarajal 66 65,87 65,98 66,07 Matas Blancas 66 65,13 65,16 66,17 Antigua 132 132,73 133,53 132,50 Tuineje 132 132,51 133,12 132,90 Nueva Gran Tarajal 66 65,87 65,98 66,07 Nueva Gran Tarajal 132 132,01 132,34 132,87 Jares 132 131,92 132,22 133,11 S 18-19 132 132,01 132,33 133,23 Cañada de La Barca 132 131,70 131,95 133,23 Nueva Matas Blancas 66 65,13 65,16 66,17 Nueva Matas Blancas 132 130,56 130,55 133,11 Jandía 132 130,05 130,22 133,37 En general se observa un buen perfil de tensiones en los SEC, debido en gran parte a la topología significativamente mallada que tiene la red de transporte estimada para el año 2020 y al alto nivel de penetración de generación renovable distribuida. La generación renovable distribuida permite reducir el flujo de potencia a través de las líneas y aquellas con capacidad de control de tensión, colaboran en el mantenimiento de las mismas. Los nudos más alejados de las centrales eléctricas como las subestaciones de La Aldea, Gáldar/Agaete o San Mateo en Gran Canaria presentan los menores valores. Los valores mayores de tensión se producen en las subestaciones asociadas a las centrales eléctricas Las Salinas, en Fuerteventura y Barranco de Tirajana, en Gran Canaria. Se ha visto que los niveles de carga de los transformadores y líneas no exceden sus capacidades nominales en ningún período horario. 4.5.3. Análisis en régimen dinámico En el presente apartado se analiza el comportamiento del sistema eléctrico en los tres períodos horarios definidos ante las perturbaciones indicadas en el apartado 4.3.2.2. 4.5.3.1. Desconexión de generación convencional Desconexión de generación convencional en el sistema eléctrico de Gran Canaria El mayor grupo de generación convencional en el sistema eléctrico de Gran Canaria es el conjunto formado por el Ciclo Combinado 2. En los tres períodos horarios analizados está en configuración a medio ciclo, es decir, solo se encuentran en funcionamiento una de las turbinas de gas y la turbina de vapor. En el período horario de demanda mínima, la potencia generada por el ciclo combinado es 31,89 MW y en el resto de períodos horarios analizados es de 45 MW. En el período de demanda mínima, al producirse la pérdida del ciclo combinado 2, la frecuencia en el sistema eléctrico de Gran Canaria sufre una caída considerable. El valor de 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑐𝑐𝑚𝑚 es de 49,73 Hz y se estabiliza la frecuencia con una desviación cuasi-estacionaria de -0,21 Hz. Posteriormente, la actuación de la regulación secundaria devolvería la frecuencia a su valor de consigna. En cambio, en el sistema eléctrico del norte de África la frecuencia apenas se ve afectada, a pesar de que importa energía desde Gran Canaria. Esto se debe a la Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 85 mayor inercia que posee el sistema del norte de África y al control potencia-frecuencia de las estaciones convertidoras (Figuras 4.25 y 4.26). Figura 4.25: Frecuencia ante pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda mínima Figura 4.26: Potencia por polo ante la pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda mínima La frecuencia del sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura no es afectada, ya que la potencia que exporta no se alterada por desviaciones de frecuencia que aparezcan en el sistema eléctrico de Gran Canaria. De acuerdo a los controles implementados en las estaciones convertidoras (apartado 4.2.1.4), ante una variación de la frecuencia en alguno de los SEC, la estación convertidora perteneciente al sistema del norte de África es la encargada de modificar el valor de potencia importada o exportada, establecido así debido a su mayor inercia. Durante el período horario de demanda media, la pérdida del ciclo combinado 2 es también soportada por el sistema eléctrico de Gran Canaria, estabilizándose la frecuencia en un valor aproximado de 49,78 Hz (Figura 4.27). De acuerdo al control de potencia-frecuencia que poseen las estaciones convertidoras, al detectar la caída de la frecuencia en Gran Canaria, reducen la potencia transportada por la interconexión desde Gran Canaria, disminuyendo también consecuentemente la potencia consumida en las estación convertidora de Tarfaya. Por otro lado, la potencia en la estación convertidora de Jandía permanece inalterada (Figura 4.28). Asimismo, esta disminución de la potencia convertida en las estaciones de Gran Canaria y Tarfaya conlleva una disminución de la potencia reactiva consumida en las mismas, tal y como se muestra en la Figura 4.29. t (s) 161412108642 f (Hz) 50 49,95 49,9 49,85 49,8 49,75 49,7 África (Tan-Tan) Gran Canaria t (s) 161412108642 P (MW) 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 86 Figura 4.27: Frecuencia ante pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda media Figura 4.28: Potencia por polo ante la pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda media Figura 4.29: Potencia reactiva consumida por polo ante la pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda media En el período horario de demanda máxima, en el que los SEC importan energía desde África, los sistemas también se recuperan satisfactoriamente como se puede ver en la Figura 4.30. En este caso, al disminuir la frecuencia en el sistema de Gran Canaria debido a la pérdida de generación, las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana y Tarfaya aumentan la cantidad de potencia que circula hacia Gran Canaria en 13,4 MW aproximadamente. La acción conjunta de las estaciones convertidoras y los reguladores de velocidad de los generadores en las centrales eléctricas consiguen estabilizar el sistema. La potencia consumida en la estación convertidora de Jandía no se ve afectada (Figura 4.31). En consonancia con lo visto hasta ahora, la potencia reactiva consumida en las estaciones de convertidoras de Gran Canaria y Tarfaya aumenta, al incrementarse la potencia activa transportada hacia el sistema eléctrico de Gran Canaria (Figura 4.32). t (s) 161514131211109876543210 f (Hz) 50 49,95 49,9 49,85 49,8 49,75 49,7 49,65 África (Tan-Tan) Gran Canaria t (s) P (MW) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 16 15 14 13 12 11 10 987 654 3 21 0 t (s) Q (MVAr) 40 35 30 25 20 15 10 5 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 161514131211109876543210 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 87 Figura 4.30: Frecuencia ante pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda máxima Figura 4.31: Potencia convertida por polo ante la pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda máxima Figura 4.32: Potencia reactiva consumida por polo ante la pérdida de generación convencional en Gran Canaria. Período de demanda máxima Desconexión de generación convencional en el sistema eléctrico de LanzaroteFuerteventura De entre los grupos de generación convencional que se encuentran conectados, el grupo Diésel 6 de la central eléctrica Punta Grande y el grupo Diésel 6 de la central eléctrica Las Salinas son los grupos de mayor potencia en el sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura. Ambos presentan una potencia aparente de 30 MVA. Para analizar la pérdida de generación se ha escogido el grupo Diésel 6 de Las Salinas. Este grupo genera 14,10 MW en los períodos horarios de demanda mínima y de demanda media y 15,85 MW en el período horario de demanda máxima. La pérdida de este grupo generador es soportada por los tres sistemas en los tres períodos horarios analizados. En la Figura 4.33 se observa que en el período horario de demanda mínima la frecuencia en Lanzarote-Fuerteventura se estabiliza en 49,82 Hz. Ante la caída de la frecuencia en Lanzarote-Fuerteventura, las estaciones convertidoras de Jandía y Tarfaya reducen la t (s) f (Hz) 50,025 50 49,975 49,95 49,925 49,9 49,875 49,85 49,825 49,8 49,775 África (Tan-Tan) Gran Canaria 16151413121110 9876543210 t (s) P (MW) 70 60 50 40 30 20 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 161514131211 109 876543210 t (s) Q (MVAr) 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 16 151413121110987 654 321 0 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 94 elevación transitoria de la frecuencia debido a que importa potencia desde África y finalmente se estabiliza con un desvío cuasi-estacionario de -0,1 Hz. Figura 4.49: Tensión en Gran Canaria ante cortocircuito trifásico en Arinaga. Período de demanda máxima Figura 4.50: Frecuencia en Gran Canaria ante cortocircuito trifásico en Arinaga. Período de demanda máxima Figura 4.51: Frecuencia en LanzaroteFuerteventura ante cortocircuito trifásico en Arinaga. Período de demanda máxima Tras el hueco de tensión también producido en el sistema de transporte en HVDC (Figura 4.52), es posible apreciar de forma clara el control de potencia realizado por las estaciones convertidoras en Barranco de Tirajana y en Tarfaya. Una vez despejado el cortocircuito, la frecuencia en el sistema eléctrico de Gran Canaria presenta un valor superior al de consigna. Con objeto de disminuir el valor de la frecuencia, las estaciones convertidoras responden disminuyendo la potencia que se importa en Gran Canaria a través de la interconexión, de acuerdo al control implementado (Figura 4.53). Durante el período oscilatorio, cuando la frecuencia en Gran Canaria cae por debajo del valor de consigna, en este caso, las estaciones convertidoras incrementan el valor de potencia transportada hacia Gran Canaria, modificando los ángulos de disparo de los tiristores. t (s) 654321 V (pu) 1,1 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Subest. Arinaga Subest. Guanar teme t (s) f (Hz) 50,6 50,5 50,4 50,3 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 161514131211109876543210 t (s) 16 15141312 11 10 9 876 543 210 f (Hz) 50,6 50,5 50,4 50,3 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 95 Figura 4.52: Tensión en CC ante cortocircuito trifásico en Arinaga. Período de demanda máxima Figura 4.53: Potencia por polo ante cortocircuito trifásico en Arinaga. Período de demanda máxima Cortocircuito en el sistema eléctrico de Lanzarote-Fuerteventura El nudo del sistema Lanzarote-Fuerteventura en el cual se ha simulado el cortocircuito es la subestación Haría-Teguise. En el período horario de demanda mínima, el cortocircuito en la subestación Haría-Teguise causa un hueco de tensión que se propaga por todo el sistema Lanzarote-Fuerteventura. Esto puede comprobarse en la gráfica de la Figura 4.54, que muestra la tensión en la subestación de 132 kV de Jandía, al sur de Fuerteventura. Los sistemas de Lanzarote-Fuerteventura y Gran Canaria son capaces de mantener la estabilidad ante esta perturbación. En las Figuras 4.55 y 4.56 se muestra la evolución de la frecuencia en cada uno de estos sistemas. Figura 4.54: Tensión en Lanzarote-Fuerteventura (subestación Jandía) ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda mínima t (s) V (kV) 275 250 225 200 175 150 125 100 75 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 6543 2 1 t (s) P (MW) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 654321 t (s) 654321 V (pu) 1,1 1 0,9 0,8 0,7 0,6 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 96 Figura 4.55: Frecuencia en LanzaroteFuerteventura ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda mínima Figura 4.56: Frecuencia en Gran Canaria ante cortocircuito trifásico en HaríaTeguise. Período de demanda mínima Como el cortocircuito en Haría-Teguise no provoca la desconexión de unidades de generación ni tampoco pérdida de mercado por deslastres de carga, las frecuencias vuelven a estabilizarse en sus valores de consigna. En la Figura 4.57 se recoge la gráfica de la potencia a través de las estaciones convertidoras. Al margen de las perturbaciones durante el cortocircuito, las variaciones de potencia son poco significantes ya que la frecuencia no presenta grandes excursiones. Figura 4.57: Potencia por polo ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda mínima De forma semejante al período de demanda mínima, los SEC son capaces de soportar el cortocircuito en el período de la demanda media. En la Figura 4.58 se aprecia cómo la frecuencia tras el cortocircuito describe un régimen oscilatorio, estabilizándose finalmente. t (s) 1110987654321 f (Hz) 50,5 50,25 50 49,75 49,5 49,25 49 t (s) 11 10 9 8 7 6 54 321 f (Hz) 50,05 50,04 50,03 50,02 50,01 50 49,99 49,98 49,97 49,96 49,95 t (s) 43,532,521,51 P (MW) 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 97 Figura 4.58: Frecuencia en el sistema de Lanzarote-Fuerteventura ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda media En el escenario de importación de potencia desde los sistemas eléctricos del norte de África (período horario de demanda máxima), los sistemas interconectados mantienen la estabilidad al producirse el cortocircuito. Como es lógico, la frecuencia en el sistema de Gran Canaria presenta una variación mucho menor que la exhibida en Lanzarote-Fuerteventura debido al desacoplo sincrónico que ofrece la interconexión en HVDC (Figuras 4.59 y 4.60). Finalmente, en la Figura 4.61 se muestra que el cortocircuito, al igual que sucedía con el cortocircuito en Gran Canaria, conduce a que la tensión en el lado de CC de la interconexión caiga de forma acusada. Vuelve a apreciarse que ante la caída de la frecuencia en el sistema Lanzarote-Fuerteventura, los controles de la interconexión HVDC aumentan la potencia transportada desde África para tratar de elevar la mencionada frecuencia (Figura 4.62). Figura 4.59: Frecuencia en LanzaroteFuerteventura ante cortocircuito en HaríaTeguise. Período de demanda máxima Figura 4.60: Frecuencia en Gran Canaria ante cortocircuito Haría-Teguise. Período de demanda máxima t (s) 654321 f (Hz) 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 t (s) f (Hz) 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 49,4 161514131211109876543210 t (s) f (Hz) 50,06 50,05 50,04 50,03 50,02 50,01 50 49,99 49,98 49,97 161514131211109876543210 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 98 Figura 4.61: Tensión en CC ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda máxima Figura 4.62: Potencia por polo ante cortocircuito trifásico en Haría-Teguise. Período de demanda máxima 4.5.3.4. Pérdida de uno de los circuitos de interconexión En este apartado se analizan los sistemas interconectados al producirse la pérdida de uno de los polos de la interconexión. Como el enlace es multiterminal en paralelo, esta pérdida de un polo afecta tanto al enlace entre Gran Canaria con Lanzarote-Fuerteventura como el enlace entre Lanzarote-Fuerteventura con África. La pérdida de un polo puede suceder, por ejemplo, si se produjese una falta en uno de los cables submarinos. En el período horario de demanda mínima, cada polo transporta hasta la estación convertidora de Tarfaya 64,65 MW aproximadamente. La desconexión de uno de los polos es advertida por los SEC como una disminución brusca de la demanda. De acuerdo con la ecuación de oscilación de la máquina síncrona (ecuación 2.3), las frecuencias de los SEC se incrementan rápidamente. El aumento de la frecuencia es mayor en el sistema de LanzaroteFuerteventura, debido a que tiene una menor 𝐻𝐻 que el sistema de Gran Canaria (Figura 4.63). En Gran Canaria la frecuencia se estabiliza en 50,20 Hz, alcanzándose un máximo de 50,25 Hz. En Lanzarote-Fuerteventura se estabiliza en 50,3 Hz siendo su máximo de 50,49 Hz. Figura 4.63: Frecuencia ante desconexión de un polo. Período de demanda mínima Figura 4.64: Potencia ante desconexión de un polo. Período de demanda mínima t (s) V (kV) 275 250 225 200 175 150 125 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 654321 t (s) 43,532,521,51 P (MW) 80 70 60 50 40 30 20 10 90 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana t (s) f (Hz) 50,5 50,4 50,3 50,2 50,1 50 49,9 África (Tan-Tan) Lanzarote-Fuerteventura Gran Canaria 161514131211109876543210 t (s) 2 201816141210864 P (MW) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 99 En la Figura 4.64 se muestra cómo el polo que se mantiene operativo ayuda a la estabilización de las frecuencias de los SEC, aumentando la potencia que se exporta desde las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana y Jandía hacia el sistema del norte de África. Este aumento de la potencia por el polo que queda en servicio se realiza de acuerdo al control potencia-frecuencia implementado en las estaciones convertidoras. Al detectarse el incremento de las frecuencias en los SEC, sus estaciones convertidoras aumentan la tensión en CC (Figura 4.65). De este modo, se incrementan también las corrientes inyectadas en dichas estaciones, aumentando la potencia transportada hacia la estación convertidora de Tarfaya (Figura 4.66). Sin embargo, el polo que queda en servicio solo es capaz de aumentar 15 MW la potencia transportada, por lo que las frecuencias en los SEC quedan desviadas con un valor superior al de consigna. No obstante, dependiendo de los ajustes en las estaciones convertidoras, la característica potencia-frecuencia se podría variar, variando así también la potencia transportada. Figura 4.65: Tensión en CC ante la desconexión de un polo. Período de demanda mínima Figura 4.66: Intensidad en CC ante desconexión de un polo. Período de demanda mínima Además de lo comentado, en la Figura 4.65 también se puede apreciar que la estación convertidora en Tarfaya, al ser la estación inversora, se encarga de establecimiento de la tensión en el sistema de transporte HVDC, manteniendo constante el valor de su tensión de salida a 250 kV. En el período horario de demanda media, a pesar de que la potencia transporta hacia África es mayor que en el período de demanda mínima, los sistemas también son capaces de soportar la pérdida de uno de los polos, como puede verse a través de la evolución de las frecuencias mostradas en la Figura 4.67. No obstante los desvíos de las frecuencias en los SEC son mayores ya que el incremento de potencia a través del otro polo es limitado. En el nuevo estado estacionario alcanzado en el sistema de Lanzarote-Fuerteventura, la frecuencia se estabiliza en 50,41 Hz, llegando alcanzar un máximo de 50,78 Hz. La frecuencia del sistema de Gran Canaria se estabiliza en 50,25 Hz, produciéndose inicialmente un máximo de 50,35 Hz. t (s) V (kV) 251,75 251,5 251,25 251 250,75 250,5 250,25 250 249,75 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 161514131211109876543210 t (s) I (A) 400 350 300 250 200 150 100 50 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 1615 141312 111098 7654 321 0 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 100 Los incrementos de potencia producidos en las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana y Jandía dependen del valor de frecuencia en cada uno de estos sistemas. Como la frecuencia en el sistema Lanzarote-Fuerteventura experimenta un mayor incremento que el producido en Gran Canaria, se puede observar como también es mayor el incremento de la potencia en el polo que queda en servicio en la estación convertidora de Jandía (Figura 4.68). Figura 4.67: Frecuencia ante desconexión de un polo. Período de demanda media Figura 4.68: Potencia ante desconexión de un polo. Período de demanda media En el período horario de demanda máxima, los SEC importan potencia desde los sistemas eléctricos del norte de África. Por lo tanto, al producirse la pérdida de uno de los polos del sistema de transporte HVDC, los SEC sufren una pérdida de inyección de potencia. Por ello, sus frecuencias presentan caídas pronunciadas (Figura 4.69). En el sistema eléctrico de Gran Canaria se produce una 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑐𝑐𝑚𝑚 de 49,80 Hz y el estado estacionario alcanzado presenta un desvío cuasi-estacionario de -0,15 Hz. En el caso del sistema Lanzarote-Fuerteventura, la 𝑓𝑓𝑚𝑚𝑐𝑐𝑚𝑚 alcanzada es de 49,64 Hz y el desvío cuasi-estacionario de -0,24 Hz aproximadamente. De forma similar a los períodos horarios vistos con anterioridad, ante la variación de las frecuencias de los sistemas, las estaciones convertidoras modifican el valor de la potencia intercambiada a través del polo que queda en servicio. En este caso, la acción conjunta de las estaciones convertidoras de Barranco de Tirajana, Jandía y Tarfaya aumentan las potencias que se están inyectando a Gran Canaria y a Lanzarote-Fuerteventura a través del polo que queda operativo (Figura 4.70). Así, el sistema de interconexión en HVDC ayuda a la recuperación de las frecuencias de los SEC. A través de las Figuras 4.71 y 4.72 se puede apreciar cómo se consigue este aumento de la potencia intercambiada entre las estaciones convertidoras. Las estaciones convertidoras de Tarfaya y de Jandía modifican sus tensiones en CC, dando lugar así a un incremento de las corrientes. De este modo, logran en definitiva el aumento de la potencia que circula hacia los SEC. Se debe tener en cuenta que, en este período horario, la estación inversora encargada del establecimiento de la tensión es la de Barranco de Tirajana. Por ello, en la Figura 4.71, la tensión en CC de esta estación se mantiene estable a 250 kV. t (s) f (Hz) 50,8 50,7 50,6 50,5 50,4 50,3 50,2 50,1 50 49,9 África (Tan-Tan) Lanzarote-Fuerteventura Gran Canaria 161514131211109876543210 t (s) 1615141312111098 76543210 P (MW) 140 120 100 80 60 40 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 101 Figura 4.69: Frecuencia ante desconexión de un polo. Período de demanda máxima Figura 4.70: Potencia ante desconexión de un polo. Período de demanda máxima Figura 4.71: Tensión en CC ante la desconexión de un polo. Período de demanda máxima Figura 4.72: Intensidad en CC del polo ante la desconexión de un polo. Período de demanda máxima 4.6. Análisis de los sistemas eléctricos interconectados de Tenerife y La Gomera El objeto del presente apartado es el análisis de la interconexión de los sistemas eléctricos de Tenerife y La Gomera esperados para el año 2020 presentada en el apartado 4.2.1.3. 4.6.1. Escenarios analizados Para el análisis de los sistemas interconectados de Tenerife y de La Gomera, los escenarios o períodos horarios a analizar se obtienen de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.3.1, excepto la condición de la cantidad de generación de origen convencional mínima. Esta cantidad de generación convencional mínima fue aumentada para solventar problemas relacionados con los valores de tensiones en determinados nudos del sistema eléctrico de Tenerife. Desde un punto de vista energético, la demanda total de La Gomera puede ser cubierta por la generación presente en la isla de Tenerife a través de la interconexión. Por consiguiente, t (s) 19181614121086420 f (Hz) 50 49,95 49,9 49,85 49,8 49,75 49,7 49,65 49,6 África (Tan-Tan) Lanzarote-Fuerteventura Gran Canaria t (s)2018 16 14 12108 6 420 P (MW) 80 70 60 50 40 30 20 10 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana t (s) 161514131211109876543210 V (kV) 251,5 251,25 251 250,75 250,5 250,25 250 249,75 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana t (s) 262220181614121086 420 I (A) 300 250 200 150 100 50 Est. Conv. Jandía Est. Conv. Tarfaya Est. Conv. Bco. Tirajana 24 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 102 además de lo indicado en el párrafo anterior, para determinar los escenarios a analizar se ha establecido que la totalidad de la demanda de La Gomera sea cubierta por la generación renovable presente en dicha isla y por la importación de energía desde Tenerife. Con estas consideraciones, los períodos horarios a analizar de demanda máxima anual y demanda mínima anual con alta penetración de renovables obtenidos se muestran en las Tablas 4.9 y 4.10. En el período horario de demanda mínima, el consumo de La Gomera representa el 2,06 % de la demanda que se produce en Tenerife. La potencia eólica constituye el 53,03 % de la generación en este punto de funcionamiento. Al producirse el período horario con demanda mínima por la noche, la generación fotovoltaica es inexistente. Por tanto, en este punto de funcionamiento del sistema la penetración renovable coincide con la penetración eólica. En el período horario de demanda máxima, el consumo de La Gomera representa el 2,12 % de la existente en Tenerife. Al producirse la demanda máxima a mediodía, en este escenario se tiene generación fotovoltaica que representa el 25,59 % de la demanda. La cobertura de la demanda por parte de la generación eólica es del 39,14 %. Por tanto, la generación renovable cubre el 64,73 % de la generación total. Tanto en el período horario de demanda mínima como en el de demanda máxima, la central hidroeléctrica reversible presente en Tenerife se encuentra en modo bombeo. En el período horario de demanda mínima la potencia consumida por la central es de 46 MW con un solo grupo en funcionamiento. Durante el período horario de demanda máxima la central se encuentra con 2 grupos en funcionamiento, consumiendo un total de 51 MW. La central hidroeléctrica reversible de La Gomera se encuentra parada tanto en el período horario de demanda mínima como en el de demanda máxima ya que no existe un excedente energético suficiente en la isla que permita el almacenamiento de energía a través de esta instalación. La asignación de potencia a los grupos convencionales en las centrales eléctricas de Candelaria y Ganadilla puede ser consultada en el apéndice D. Tabla 4.9: Demanda, generación e intercambios de potencia en Tenerife y La Gomera. Período de demanda mínima Tenerife La Gomera Demanda (MW) 488 11 Generación convencional (MW) 255 0 Generación hidráulica (MW) -46 0 Generación eólica (MW) 282 7 Generación fotovoltaica (MW) 0 0 Importación (MW) 0 4 Exportación (MW) 4 0 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 103 Tabla 4.10: Demanda, generación e intercambios de potencia en Tenerife y La Gomera. Período de demanda máxima Tenerife La Gomera Demanda (MW) 657 15 Generación convencional (MW) 255 0 Generación hidráulica (MW) -51 0 Generación eólica (MW) 276 7 Generación fotovoltaica (MW) 185 0,05 Importación (MW) 0 8 Exportación (MW) 8 0 4.6.2. Análisis en régimen estacionario Los resultados obtenidos del análisis en régimen estacionario para los períodos horarios de demanda mínima y máxima indican que todas las tensiones de los nudos de transporte se encuentran dentro de los márgenes establecidos. Los valores obtenidos pueden ser consultados en las Tablas 4.11 y 4.12. En ambos períodos horarios la menor tensión se registra en la subestación Realejos. En demanda mínima la tensión presenta un valor de 64,53 kV (0,9777 pu) y en demanda máxima es de 63,00 kV (0,9545 pu). En el período horario de demanda mínima, el valor de tensión más elevado obtenido es 1,0259 pu (225,70 kV), perteneciente a la subestación Central hidroeléctrica reversible en Tenerife. En demanda máxima, el mayor valor de tensión se produce en la subestación de la central eléctrica de Granadilla, alcanzado 224,18 kV (1,019 pu). Tabla 4.11: Tensiones en los nudos de la red de transporte de Tenerife y de La Gomera. Período de demanda mínima Nudo Tensión nominal (kV) Tensión obtenida (kV) Nudo Tensión nominal (kV) Tensión obtenida (kV) Candelaria 220 225,32 Adeje 66 65,18 Candelaria 66 66,99 Los Olivos 66 65,71 Caletillas 220 225,3 Los Vallitos 220 223,67 Pol de Güímar 66 66,64 Los Vallitos 66 65,99 Geneto 66 66,75 Chayofa 66 65,76 El Rosario 220 225,52 Arona II 66 65,29 El Rosario 66 66,72 Arona II 66 65,64 Central Reversible 220 225,7 San Isidro 66 66,10 Buenos Aires 220 224,58 Granadilla II 220 225,30 Buenos Aires 66 66,75 Granadilla 220 225,41 Cotesa 66 66,75 Granadilla 66 66,95 Laguna Oeste 66 66,69 El Porís 220 224,86 Guajara 66 66,69 El Porís 66 67,06 San Telmo 66 66,72 PP EE 2 66 66,93 Manuel Cruz 66 66,23 Arico II 66 67,06 Ballester 66 66,56 Arico ACYR 66 67,06 Dique Este 66 66,53 PE Porís de Abona 2 66 67,12 Cruz Chica 66 66,24 Tagoro 66 67,08 Tacoronte 66 65,74 PE Porís de Abona 66 67,09 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 110 (a) (b) (c) Figura 4.78: Frecuencia en el período de demanda máxima ante un cortocircuito trifásico franco de 250 ms en: (a) la subestación Granadilla; (b) la subestación El Porís; (c) la subestación Buenos Aires 4.6.3.4. Pérdida de uno de los circuitos de interconexión En este apartado se estudia la desconexión de cada uno de los circuitos de interconexión entre los sistemas eléctricos de Tenerife y La Gomera. Como se recoge en el apartado 4.2.1.3, los circuitos de interconexión son El Palmar - Guía de Isora y El Palmar - Los Olivos. De acuerdo con los resultados obtenidos de la desconexión del circuito El Palmar - Guía de Isora y de la desconexión del circuito El Palmar - Los Olivos, no cabría esperarse pérdida de estabilidad de los sistemas interconectados en el período de demanda mínima. Para ambos casos, como puede apreciarse en la Figura 4.79, los efectos sobre la frecuencia son muy pequeños. Esto se debe a que la potencia que transporta el circuito desconectado comienza a circular por el que continúa en servicio, sin mayores repercusiones. Este cambio en el flujo de potencia por las líneas produce caídas de tensión, provocando un descenso de la carga y por ello puede observarse un incremento de la frecuencia. Tiempo (s) 109876 54 3 21 0 f (Hz) 50,4 50,3 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 Tiempo (s) 109876543210 f (Hz) 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 Tiempo (s) 109876543210 f (Hz) 50,2 50,1 50 49,9 49,8 49,7 49,6 49,5 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 111 (a) (b) Figura 4.79: Frecuencia en el período de demanda mínima ante la pérdida del circuito: (a) El Palmar - Guía de Isora; (b) El Palmar - Los Olivos Las tensiones en los nudos de La Gomera podrían ser las más afectadas por la desconexión de cualquiera de los dos circuitos. La pérdida de unos de estos circuitos conlleva el aumento de la impedancia total de la interconexión, provocando una mayor caída de tensión en el enlace. A pesar de ello las tensiones se mantienen dentro de los márgenes permitidos. Tras la desconexión del circuito El Palmar - Guía de Isora las tensiones en las subestaciones El Palmar y Alajeró se reducen en 0,4 kV, estableciéndose en el nuevo estado estacionario en 64,83 kV y 64,73 kV (Figura 4.80 (a)). En el caso de la pérdida del circuito El Palmar - Los Olivos, la tensión en El Palmar se establece en 64,18 kV y la tensión en Alajeró en 64,09 kV. Aproximadamente, estas tensiones disminuyen 0,5 kV con respecto al anterior estado estacionario (Figura 4.80 (b)). (a) (b) Figura 4.80: Tensión en el período de demanda mínima ante la pérdida del circuito: (a) El Palmar - Guía de Isora; (b) El Palmar - Los Olivos Tiempo (s) 7654321 f (Hz) 50,009 50,008 50,007 50,006 50,005 50,004 50,003 50,002 50,001 50 49,999 Tiempo (s) 7654321 f (Hz) 50,009 50,008 50,007 50,006 50,005 50,004 50,003 50,002 50,001 50 49,999 Tiempo (s) 76543210 V (pu) 1,025 1,02 1,015 1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 0,975 Candelaria 66 kV Granadilla 220 kV El Palmar 66 kV Alajeró 66 kV Tiempo (s) 7654 3210 V (pu) 1,025 1,02 1,015 1,01 1,005 1 0,995 0,99 0,985 0,98 0,975 0,97 0,965 0,96 Candelaria 66 kV Granadilla 220 kV El Palmar 66 kV Alajeró 66 kV Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 112 Al igual que en el período de demanda mínima, en el período horario de demanda máxima los sistemas interconectados mantendrían la estabilidad al producirse la pérdida de cada uno de los circuitos que interconectan estas dos islas. Las desviaciones de la frecuencia ante estas perturbaciones son muy pequeñas, por lo que no afectarían a la estabilidad. En la Figura 4.81 se puede ver las variaciones de la frecuencia provocada por las pérdidas de los circuitos. (a) (b) Figura 4.81: Tensiones en el período de demanda máxima ante la pérdida del circuito: (a) El Palmar - Guía de Isora; (b) El Palmar - Los Olivos Nuevamente, se observa que las tensiones podrían experimentar reducciones en sus valores, sobre todo aquellas correspondientes a las subestaciones de La Gomera. Ante la desconexión del circuito El Palmar - Guía de Isora, la reducción de las tensiones en las subestaciones El Palmar y Alajeró podría alcanzar los 0,9 kV aproximadamente (Figura 4.82 (a)). En el nuevo estado estacionario alcanzado tras la pérdida de este circuito, las tensiones en las subestaciones El Palmar y Alajeró son 62,63 kV y 62,56 kV. Cabría esperar una reducción mayor cuando se produce la desconexión del circuito El Palmar - Los Olivos. En este caso, la disminución de la tensión en las subestaciones de La Gomera podría ser de 1,5 kV aproximadamente. Como se puede ver en la Figura 4.82 (b), debido a la reducción, las tensiones en las subestaciones El Palmar y Alajeró son de 61,98 kV y 62,14 kV. Estos valores son superiores a la mínima indicada en la Tabla 4.2. Tiempo (s) 7654321 f (Hz) 50,012 50,01 50,008 50,006 50,004 50,002 50 Tiempo (s) 7654321 f (Hz) 50,012 50,01 50,008 50,006 50,004 50,002 50 Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 113 (a) (b) Figura 4.82: Tensión en el período de demanda máxima ante la pérdida del circuito: (a) El Palmar - Guía de Isora; (b) El Palmar - Los Olivos 4.7. Resumen y conclusiones En este capítulo se analizan las posibilidades que las interconexiones eléctricas conjuntamente con el almacenamiento hidroeléctrico ofrecen para conseguir una mayor integración de las energías renovables en los SEC en el horizonte temporal de 2020. Una de las interconexiones estudiadas es la interconexión con los sistemas eléctricos del norte de África, la cual posibilitaría evacuar o importar energía de acuerdo a las necesidades que se presentaran. En esta región, actualmente existe un enlace entre los sistemas eléctricos del norte de África y el sistema eléctrico europeo, conectando directamente con la península ibérica. Además, existen iniciativas que están promoviendo el aumento de las interconexiones entre Europa y los países africanos mediterráneos para transportar energía de origen renovable hacia Europa. La interconexión estudiada en esta tesis entre el archipiélago canario con el sistema eléctrico del norte de África brinda la posibilidad de poder unirse a estas iniciativas. Esto permitiría producir energía renovable en el archipiélago canario y exportarla hacia Europa. Desde ese punto de vista, se han considerado penetraciones especialmente elevadas de generación renovable de origen eólico y fotovoltaico en aquellos SEC que son interconectados con el sistema eléctrico africano. Teniendo en cuenta las limitaciones actuales de la tecnología, tres interconexiones han sido estudiadas: - Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura - Gran Canaria - Lanzarote-Fuerteventura - Norte de África - Tenerife - La Gomera Tiempo (s) 76543210 V (pu) 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Candelaria 66 kV Granadilla 220 kV El Palmar 66 kV Alajeró 66 kV Tiempo (s) 76543210 V (pu) 1,02 1,01 1 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 Candelaria 66 kV Granadilla 220 kV El Palmar 66 kV Alajeró 66 kV Capítulo 4. Interconexiones y almacenamiento 114 La interconexión entre los sistemas de Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura y África se ha considerado en HVDC, mientras que la interconexión entre Tenerife y La Gomera se ha estudiado en CA. Para el análisis de los sistemas interconectados se establecieron escenarios y perturbaciones que permitieron estudiar la viabilidad técnica y comprobar la posibilidad de integrar la potencia renovable propuesta. Se realizó análisis en régimen estacionario y en régimen dinámico y las perturbaciones estudiadas fueron: desconexión de generación convencional, desconexión de generación renovable, cortocircuito y pérdida de uno de los circuitos de interconexión. Teniendo presente la metodología empleada y otros aspectos referentes al modelado como son la topología del sistema, potencias convencionales, potencias renovables, capacidad hidroeléctrica reversible estimada o características de las interconexiones, las principales conclusiones de este capítulo se indican en los siguientes párrafos. El análisis en régimen estacionario y en el régimen dinámico de cada sistema interconectado en los escenarios establecidos muestra que estos podrían ser viables técnicamente. Cabría esperar que las tensiones en los nudos pertenecientes a las redes de transporte de los SEC se mantuviesen dentro de los márgenes admisibles. A su vez, los regímenes de carga de los elementos que forman parte de estas redes podrían mantenerse en valores aceptables. Los sistemas interconectados podrían soportar las perturbaciones analizadas, manteniendo la estabilidad. Asimismo, los posteriores estados estacionarios alcanzados cumplirían con los márgenes admisibles establecidos para las tensiones y los regímenes de carga. Las interconexiones conjuntamente con las centrales hidroeléctricas reversibles podrían permitir un aumento significativo de la generación renovable en los sistemas eléctricos canarios. Las cifras de las potencias renovables consideradas se pueden consultar en la Tabla 4.1. En el caso de la interconexión entre Gran Canaria, Lanzarote-Fuerteventura y África, el enlace posibilitaría evacuar potencia de origen renovable desde los SEC hacia el sistema africano. Además, esta interconexión permitiría abastecer en parte a los SEC con energía proveniente del área próxima al punto de interconexión en África, que podría presentar un alto potencial de energías renovables. La interconexión propuesta entre los sistemas eléctricos de Tenerife y La Gomera conjuntamente con el almacenamiento de hidroeléctrico podría permitir que la totalidad de la demanda de La Gomera pudiera ser cubierta con la generación renovable considerada en esta isla y por dicha interconexión, sin repercusiones negativas aparentes. En las interconexiones con HVDC, gracias al control implementado de potencia-frecuencia en las estaciones convertidoras, los sistemas podrían compartir sus reservas primarias y secundarias, pudiendo mejorar la respuesta global en frecuencia de los SEC ante las perturbaciones. Las interconexiones HVDC podrían evitar o limitar la propagación de las perturbaciones y sus efectos, como por ejemplo los huecos de tensión entre los SEC interconectados. Capítulo 5 Integración de generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión, de control de tensión y de emulación de inercia 5.1. Introducción En el presente capítulo se estudia la integración de generación eólica en los sistemas eléctricos canarios a través del tiempo crítico de eliminación (TCE). Se han considerado las modernas capacidades proporcionadas por los GSM como: soporte de huecos de tensión (fault ride-through), control de tensión y emulación de inercia (EI) ya introducidas en el capítulo 2. Diferentes criterios técnicos son considerados en el estudio de acceso de nuevas instalaciones de generación en los sistemas eléctricos. Estos criterios pueden dividirse en dos grupos: aquellos relacionados con el régimen estacionario y los aplicables al régimen dinámico. Los criterios técnicos aplicables al régimen estacionario básicamente se refieren al cumplimiento de los criterios de seguridad y funcionamiento establecidos en condiciones de disponibilidad total del sistema y en situaciones de contingencias. Los criterios técnicos a tener en cuenta en el régimen dinámico aseguran el cumplimiento de unas condiciones de seguridad, regularidad y calidad aceptables. El TCE se encuentra considerado como uno de estos criterios [56]. Tradicionalmente, el TCE se ha definido como el máximo tiempo de duración de una falta sin que se produzca una pérdida de estabilidad del sistema. Por ello, el TCE puede considerarse como un indicador de la estabilidad del sistema [57-60]. Con objeto de establecer unos criterios generales de protección en los sistemas eléctricos españoles, el operador del sistema eléctrico en España ha desarrollado una metodología para la evaluación del TCE [61,62]. En esta metodología, se considera el TCE como el tiempo máximo que puede mantenerse un cortocircuito sin que se produzca una perturbación crítica para el sistema en su conjunto, por la presencia de uno de los fenómenos siguientes [63,64]: Capítulo 5. Integración de generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión, de control de tensión y de emulación de inercia 116 - Pérdida de sincronismo de generadores, u oscilaciones entre ellos, que afecten a la estabilidad del sistema. - Pérdida de mercado significativa. - Incumplimiento de los criterios de seguridad en el régimen permanente posterior a la perturbación. Los valores que establecen estos fenómenos son definidos por el operador del sistema. En el caso de las pérdidas de mercado significativas para los pequeños sistemas eléctricos españoles (sistemas insulares y extrapeninsulares) se ha establecido como tal la pérdida del 10 % de la demanda [62]. Para los operadores de los sistemas eléctricos el TCE es esencial, ya que está relacionado con el establecimiento de los esquemas generales de protección, estando éstos diseñados con la finalidad de minimizar las repercusiones de las perturbaciones en los sistemas eléctricos. De forma general, las faltas que se producen en los sistemas eléctricos deben ser despejadas en tiempos inferiores al TCE. Por consiguiente, para poder diseñar un esquema general de protección eficaz es conveniente conocer previamente el TCE. Una modificación posterior significativa del TCE podría influir en la efectividad de las protecciones y poner en riesgo el buen funcionamiento o incluso la estabilidad del sistema eléctrico. Por esta razón se considera como criterio técnico en el estudio de acceso de nueva generación a la red. La incorporación de generación eólica podría afectar en cierta medida al TCE previamente determinado en un sistema eléctrico, convirtiéndose en factor limitante para su integración. Las repercusiones podrían resultar más apreciables en sistemas pequeños y aislados, como aquellos presentes en las Islas Canarias. Por este motivo, en la presente tesis se ha propuesto el análisis de la integración de aerogeneradores con nuevas capacidades haciendo uso de la definición de TCE recogida en la metodología usada por el operador y gestor del sistema de transporte en España. Con objeto de obtener los valores de TCE se realiza análisis en régimen dinámico de los sistemas ante cortocircuitos trifásicos francos y por lo tanto, el comportamiento de los aerogeneradores es analizado ante este tipo de perturbaciones. Durante el análisis se ha prestado atención a las tensiones, dada su importancia en los sistemas eléctricos pequeños y aislados. Varios trabajos han investigado la generación eólica y la estabilidad de los sistemas eléctricos a través del TCE y sus resultados muestran que existe una relación entre estos aspectos. En dichos trabajos se sugiere que se produce una modificación de los valores de TCE al introducir generación eólica en un sistema eléctrico [65-67]. Otros trabajos, como los indicados en el apartado 2.2.2.2, analizan la EI proporcionada por los modernos aerogeneradores y sugieren que ésta podría tener un impacto positivo sobre la frecuencia de los sistemas. Capítulo 5. Integración de generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión, de control de tensión y de emulación de inercia 117 Normalmente, en estos trabajos se estudian grandes sistemas eléctricos como los continentales, basados en grandes grupos de generación térmicos o hidráulicos. Las perturbaciones consideradas en aquellos trabajos donde la EI es estudiada fueron la desconexión de grupos de generación o la pérdida de interconexiones con otros sistemas eléctricos. Estos trabajos se centran en la evolución temporal de la frecuencia. En [68] se considera generación eólica con capacidad de EI en el análisis de integración de un sistema hidroeléctrico reversible, en un sistema eléctrico con características similares a los canarios, pero no se consideró el análisis de cortocircuito en régimen dinámico. 5.2. Procedimiento Como ya se adelantó en el apartado anterior, en el presente capítulo se estudia la introducción de aerogeneradores con nuevas capacidades en los SEC a través del TCE. De forma similar al capítulo 3, se analiza en mayor profundidad los efectos de la generación eólica en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020. Posteriormente, se realiza un estudio en el sistema eléctrico de Gran Canaria 2020. En estos sistemas eléctricos han sido consideradas las protecciones de tensión y frecuencia de la generación y además, las protecciones de sobrevelocidad y sobrecorriente. Asimismo, en cada sistema eléctrico se han tenido en cuenta sus esquemas de deslastre de carga. Los valores ajustados en las protecciones y en los esquemas de deslastre de carga pueden ser consultados en el Apéndice B. Se han estudiado los aerogeneradores síncronos multipolos con convertidores electrónicos para toda la potencia (GSM) en dos supuestos: el primero considerando que estos aerogeneradores están dotados de soporte de huecos de tensión y control de tensión y el segundo considerando además la capacidad de EI. Para facilitar la lectura de este capítulo, se hace referencia al primer supuesto simplemente como GSM y al segundo supuesto como GSM con capacidad de EI. Con el fin de poder valorar mejor los efectos de estas nuevas características, también se ha estudiado el aerogenerador de inducción convencional (GI), conocido también como aerogenerador tipo 1. De este modo es posible establecer una comparativa entre ambos tipos de aerogenerador, lo cual permite evaluar los efectos de las nuevas características. Se han planteado escenarios con distintas cantidades de generación eólica para los cuales se ha determinado el TCE. Éste se ha obtenido mediante análisis dinámico de los sistemas ante cortocircuitos trifásicos francos de determinadas duraciones aplicados en varios puntos del sistema. Posteriormente se comprueba la existencia o no de alguno de los fenómenos que definen el TCE. Este tipo de falta ha sido considerada ya que presenta mayor severidad para la estabilidad de un sistema eléctrico. La elección de los puntos del sistema en los que se analiza el cortocircuito se realiza tratando de conocer de forma global el comportamiento del sistema eléctrico a estudio. En ese trabajo los puntos seleccionados han sido las subestaciones asociadas a las centrales eléctricas, subestaciones alejadas y subestaciones entre centrales eléctricas. Capítulo 5. Integración de generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión, de control de tensión y de emulación de inercia 118 5.3. Análisis 5.3.1. Sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020 En el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura esperado para 2020 los puntos donde se han estudiado los cortocircuitos trifásicos francos han sido las subestaciones pertenecientes a las dos centrales eléctricas, Punta Grande en Lanzarote y Las Salinas en Fuerteventura, las subestaciones de Haría-Teguise y Jandía, siendo estas las subestaciones más alejadas de las centrales eléctricas y, por último, la subestación de Corralejo, la cual es un nudo entre las dos centrales eléctricas. Los escenarios con distintos niveles de penetración de generación eólica se han obtenido incrementando esta generación desde 0 MW hasta 150 MW, en bloques de 10 MW. La generación eólica de 150 MW representa el 39 % aproximadamente de la generación en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura 2020. Resultados Los resultados obtenidos en el análisis en régimen dinámico indican que el fenómeno que establece el TCE es la pérdida de mercado significativa debida al deslastre de carga de más de un 10 % de la demanda total. De acuerdo a los valores tarados en el esquema de deslastre de carga, se produce una pérdida de mercado mayor al 10 % cuando han actuado el primer y el segundo escalón de deslastre. En las Tablas 5.1, 5.2 y 5.3 se recogen los valores de los TCE obtenidos para el sistema Lanzarote-Fuerteventura con los GI, con los GSM y con los GSM con capacidad de EI. Puede observarse en los datos presentados en dichas tablas que existe un decrecimiento para todos ellos a medida que la potencia eólica generada aumenta. La evolución de los TCE obtenidos en función de la potencia eólica total generada en el sistema se ilustra en las Figuras 5.1, 5.2 y 5.3. Se observa claramente que a medida que la potencia eólica generada es mayor, menores son los TCE obtenidos para los cortocircuitos trifásicos francos analizados en las cinco subestaciones. Tabla 5.1: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GI Potencia eólica generada (MW) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Subestación Tiempo crítico de eliminación (ms) Punta Grande 210 200 210 210 210 200 210 200 200 180 170 160 160 140 140 140 Haría-Teguise 480 470 450 430 430 420 410 390 330 320 310 270 260 230 220 220 Las Salinas 320 290 280 270 270 270 270 260 250 240 240 220 230 190 190 180 Jandía 800 810 810 810 810 810 810 700 600 600 590 420 400 320 310 300 Corralejo 560 550 520 450 450 450 450 440 370 360 360 300 300 260 250 230 Capítulo 5. Integración de generación eólica con capacidad de soporte de huecos de tensión, de control de tensión y de emulación de inercia 119 Tabla 5.2: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM Potencia eólica generada (MW) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Subestación Tiempo crítico de eliminación (ms) Punta Grande 210 250 240 230 230 210 230 220 220 220 220 220 220 200 200 190 Haría-Teguise 480 490 470 430 420 430 430 430 410 410 410 390 390 310 310 300 Las Salinas 320 310 300 300 300 300 310 300 300 300 300 270 270 240 240 240 Jandía 800 670 640 620 570 530 500 480 440 420 400 360 360 280 270 260 Corralejo 560 560 550 510 510 530 520 510 500 510 520 420 420 340 340 320 Tabla 5.3: TCE obtenidos en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GSM con capacidad de EI Potencia eólica generada (MW) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Subestación Tiempo crítico de eliminación (ms) Punta Grande 210 240 240 240 240 210 230 220 240 230 230 220 220 210 220 220 Haría-Teguise 480 500 480 440 430 440 440 430 400 410 410 410 410 360 350 350 Las Salinas 320 320 300 300 300 300 320 310 310 300 300 290 300 280 280 280 Jandía 800 690 660 640 590 550 520 500 480 450 430 430 420 360 360 340 Corralejo 560 570 540 510 510 530 530 530 500 500 510 460 470 410 410 390 Figura 5.1: TCE en función de la potencia eólica generada en el sistema eléctrico Lanzarote-Fuerteventura con GI 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 025 50 75 100 125 150 Tiempo crítico de eliminación (ms) Potencia eólica generada (MW) Punta Grande Haría-Teguise Las Salinas Jandía Corralejo