Estabilización de frecuencia: control primario de turbinas hidráulicas - parte I

Uniper se encuentra entre las grandes empresas de generación y comercialización de energía en Europa, que es uno de los mercados energéticos más importantes del mundo. Uniper opera una gama de activos en Suecia, incluida la energía hidroeléctrica baja en carbono y participaciones en centrales nucleares. También opera varias unidades generadoras a gas y petróleo que se utilizan principalmente como capacidad de reserva para garantizar la estabilidad de la red.

Junto con la energía nuclear, la hidroelectricidad satisface las necesidades de carga base de Suecia. Desde Sundsvall, Uniper gestiona 76 plantas de pasada, ubicadas desde Lycksele en el norte hasta Kristianstad en el sur. Las plantas tienen una capacidad combinada de aproximadamente 1600 MW y una producción anual promedio de 8 TWh, aproximadamente el 12% de la producción hidroeléctrica total de Suecia. Las plantas hidroeléctricas bajas en carbono de Uniper brindan estabilidad y flexibilidad al sistema energético del país.

N63 es una empresa de consultoría que brinda servicios relacionados con la ingeniería, desde el nivel estratégico hasta el operativo. Está ubicado en el pueblo de Ytterån en la región de Jämtland en el norte de Suecia, una región montañosa escasamente poblada con grandes bosques, montañas y el quinto lago más grande de Suecia. La región tiene dos ríos más grandes, Ljungan e Indalsälven, ambos nacen en la cordillera escandinava y fluyen hacia el este hasta el mar Báltico.

Estabilización de Frecuencia 

Una de las funciones necesarias en un gran sistema de potencia síncrono es la estabilización de frecuencia; las otras son la estabilización de voltaje y la estabilidad del ángulo del rotor. La estabilización de frecuencia se realiza en diferentes niveles y escalas de tiempo, comenzando con el control primario que se implementa en el controlador de turbina de cada unidad. Luego continúa con el control secundario y terciario que pueden ser más o menos automatizados y que son controlados centralmente por un controlador digital o manualmente a través del centro de despacho.

Debido a la transición energética, con la aceleración de la puesta en servicio de las fuentes de energía renovable y la reducción de las unidades de energía térmica y nuclear, los recursos de control primario de frecuencia restantes están bajo presión desde varias direcciones. La reducción de la energía nuclear, y también la térmica, provoca una menor inercia en el sistema - la inercia es la energía que se almacena en máquinas rotativas conectadas de forma síncrona a la red.

Las fuentes de energía renovable en general tienen poca o ninguna posibilidad de proporcionar servicios de regulación primaria. Además, la producción de electricidad es más difícil de pronosticar. Además de esto, viene un aumento en la demanda de electricidad, la electrificación general para reemplazar las fuentes de energía fósil.

Para compensar esto, el control primario de frecuencia debe volverse más rápido, tanto en términos de tiempo muerto y respuesta, como más preciso. Los Operadores de Sistemas de Transmisión (TSO) están cumpliendo con esto con mayores requisitos para los servicios de control primario.

FCR and FFR

La mayoría de las áreas síncronas tienen una funcionalidad similar en términos de control primario. En el área síncrona nórdica (Suecia, Noruega, Finlandia, Estonia, Letonia, Lituania y partes de Dinamarca), los principales productos de control son FCR (Reserva de contención de frecuencia) y FFR (Respuesta de frecuencia rápida).

FFR es un producto muy rápido que se puede realizar principalmente con baterías; hasta cierto punto, puede verse como un reemplazo de la inercia. FCR es el producto de regulación primaria convencional, dividido en N, regulación normal que está en la banda de 50±0,1 Hz, y D, regulación perturbada que está por debajo de 49,9 Hz y hasta 49,5 Hz. Como implica el término "producto", estos son servicios que se comercializan en un mercado y, a medida que aumenta la demanda, el potencial de ingresos es alto.

La Figura 3 ilustra cómo FCR-N y -D se complementan entre sí. También se asigna a los productos un cierto volumen de producción. Hoy, aproximadamente 600 MW de reservas están disponibles para FCR-N en el área síncrona nórdica. Para FCR-D, este número es de aproximadamente 1400 MW. FCR-N está dimensionado para manejar variaciones durante el funcionamiento normal, mientras que FCR-D está dimensionado para la falla única más grande en el sistema, como la pérdida de una transmisión HVDC o una unidad de energía nuclear. El FCR-D estará totalmente acoplado a 49,5 Hz.

En este contexto, debería ser bastante sencillo darse cuenta de las consecuencias de operar en condiciones normales fuera del tramo FCR-N.

En la Figura 2, la frecuencia cae por debajo de los 49,9 segundos durante unos 10 segundos. Durante este tiempo, FCR-D está activado. La desviación máxima fuera del FCR-D-span es de aproximadamente 0,05 Hz. FCR-D se activa por debajo de 49,9 Hz y debe activarse por completo a 49,5 Hz. Esto significa que 0,05 Hz / (49,9 – 49,5) = 12,5 % de las reservas de FCR-D se utilizan para manejar un evento que debería haber estado bajo la regulación normal (FCR-N).

Esto puede parecer poco importante, pero no lo es. En nuestro caso, esto corresponde a 175 MW que faltarían si una unidad de generación nuclear disparara durante el período en que la frecuencia está por debajo de 49,9 Hz. La consecuencia de sumergirse por debajo de 49,5 Hz es que aumenta el riesgo de desconexión de carga automática para proteger la estabilidad de la red, lo que provocaría apagones locales.

Desafíos Técnicos

Por lo tanto, el tiempo acumulado pasado fuera del tramo FCR-N es una medida de calidad importante de las capacidades de regulación de frecuencia del sistema. La Figura 4 muestra el desarrollo de esta medida de calidad a lo largo del tiempo: ha habido un aumento continuo del tiempo pasado fuera de la banda reglamentaria normal. Esto se puede atribuir al aumento de la producción a partir de fuentes de energía renovables, la reducción del número de plantas de energía nuclear y menos motores síncronos en la industria.

Este desarrollo ha provocado un avance tanto de los requisitos relacionados con los servicios de regulación de las unidades generadoras como de los métodos para validar que estos requisitos se cumplen. Esto naturalmente impone mayores desafíos técnicos. Algunas, o probablemente incluso muchas, de las unidades existentes, que proporcionaron FCR en el pasado, pueden no manejar los nuevos requisitos, o pueden entregar menos del producto específico. Los equipos existentes, tanto mecánicos como hidráulicos y eléctricos del gobernador, pueden no tener el rendimiento suficiente o al menos pueden beneficiarse de mejoras y optimización.

El Dispositivo de Medición de Frecuencia

Un elemento crítico en la cadena de control es el dispositivo de medición de frecuencia. El control de frecuencia primaria es por naturaleza local, manejado por cada gobernador de turbina local. La entrada para la acción de control es la frecuencia de la red, que luego se compara con un valor de consigna.. 

La diferencia, el error, luego se alimenta al algoritmo de control que calcula la señal de control que, a su vez, controla un servosistema hidráulico con una válvula reguladora y servomotor(es). Como ninguna cadena es más fuerte que el eslabón más débil, el transmisor de medición de frecuencia debe ser rápido (muy rápido) y preciso.

La prueba de la capacidad FCR de una unidad generadora se realiza reemplazando la señal de frecuencia de la red, generalmente trifásica de 110 VCA, con una señal de frecuencia "sintética". El protocolo de prueba permite que la señal de frecuencia se cree digitalmente internamente en el gobernador de la turbina (para fines de prueba). Sin embargo, en tales casos, se debe validar el rendimiento del dispositivo de medición de frecuencia asociado; de lo contrario, el TSO proporciona valores para el tiempo muerto y el desfase que se utilizarán para la evaluación de los resultados de la medición.

Estos valores estándar corresponden a un transmisor de medición de frecuencia de muy bajo rendimiento y el uso de esos valores conducirá a una subestimación de la capacidad FCR de la unidad. Por lo tanto, para maximizar el rendimiento validado del sistema de control, existen buenas razones para inyectar una señal de frecuencia sintética antes del dispositivo de medición de frecuencia o validar el rendimiento del dispositivo real para poder hacerlo.

N63 ha desarrollado y validado métodos de prueba y hardware para los dos últimos casos. El sistema de medición se basa en un sistema de adquisición de datos Dewesoft Sirius con 8 canales STGM+ de entrada analógica (AI) y 8 canales de salida analógica (AO).

Se ha desarrollado un amplificador de voltaje para amplificar la señal de ±10 VDC del AO a un nivel adecuado para el dispositivo de medición de frecuencia. DSI-V-200 se usa para medir la salida real del amplificador de voltaje, consulte la Figura 6. El módulo generador de funciones de DewesoftX se usa para generar tres señales sinusoidales con cambios de fase de 120° que simulan el voltaje de la red. DewesoftX se utiliza para controlar los AO y evaluar los datos registrados.

Validación del Rendimiento de la Configuración

El primer paso fue validar el rendimiento de la configuración. Primero, la precisión del cambio de fase entre canales se evaluó mediante el uso de "matemáticas de correlación" en DewesoftX. El cambio de fase de los tres canales se desvía menos de 0,01° del valor nominal. Esto, por supuesto, está dentro de las especificaciones de Dewesoft, pero también tiene el mismo nivel de precisión que el punto de referencia, un sistema de prueba de relés dedicado.

La siguiente prueba de validación dio un resultado bastante inesperado. El objetivo era probar el tiempo de respuesta del transmisor de medición de frecuencia (qué tan rápido puede reaccionar a un cambio de frecuencia). El primer transmisor que se probó fue una versión beta optimizada para el menor tiempo de respuesta posible (sacrificando algo de precisión).

El resultado de la prueba se muestra en la Figura 8. La línea naranja es el valor de referencia del generador de funciones en DewesoftX. En el gráfico, se muestra una prueba escalonada típica en la que la frecuencia cambia de 50 Hz a 49,9 Hz en forma escalonada.

La línea azul es la frecuencia medida (punto de medición después del amplificador de voltaje), evaluada con un script Python desarrollado internamente. El método de evaluación de la frecuencia es bastante simple, se basa en el cruce por cero de la señal y, utilizando los datos de las tres fases, se puede lograr un tiempo de respuesta de menos de 6,7 ms.

El método está optimizado para la detección rápida de un cambio de frecuencia. El patrón repetitivo de variación de frecuencia es causado por la pequeña desviación de cambio de fase entre los canales. Con un método más lento, estos pueden cancelarse fácilmente, pero la precisión no era el objetivo principal del método. Para una determinación precisa de la frecuencia, la "Frecuencia exacta" incorporada de DewesoftX es más que satisfactoria.

El resultado interesante es que el método de evaluación de frecuencia parece tener habilidades "psíquicas". Parece ser capaz de detectar un cambio de frecuencia en el Aos del Dewesoft Sirius unos 20 milisegundos incluso antes de que se cambie el valor del punto de ajuste de los generadores de funciones que controlan el Aos.

Aunque el equipo de medición de Dewesoft es conocido por sus habilidades, no pueden ver el futuro; esto debe ser una cuestión del procesamiento interno de la señal del dispositivo Sirius. Este hallazgo bastante inesperado llevó al uso de la secuencia de comandos de Python para evaluar el tiempo de respuesta en función de los datos exportados de DewesoftX en lugar de confiar en el cambio en el valor del punto de ajuste informado por DewesoftX.

Pruebas de Transductores

Sobre las pruebas. Se probaron dos transductores de frecuencia del mismo proveedor. Estaban equipados con un firmware diferente, uno de los cuales estaba optimizado para la detección rápida de cambios de frecuencia.

Ambos utilizaron el voltaje de las tres fases para la medición de frecuencia. Se realizaron cambios de cinco pasos en cada dirección entre 50.000 y 49.000 Hz. Se evaluó la constante de tiempo, el tiempo desde el inicio del cambio de paso hasta que la frecuencia medida alcanzó el 63 % del delta del punto de referencia, vea un ejemplo en la Figura 9. El transductor más rápido tenía una constante de tiempo de 45 ± 4 milisegundos. y la versión estándar tenía una constante de tiempo de 86±3 milisegundos.

La velocidad del primer dispositivo tiene un costo. La precisión de la versión estándar fue de 6 mHz con una relación señal/ruido (SNR) de 82 dB, mientras que la precisión de la versión más rápida fue de 10 mHz con una SNR de 75 dB. Mayor velocidad resulta en menor precisión y menor SNR aunque en ambos casos los resultados son aceptables y acordes a los requerimientos del TSO.

Es de destacar que la mayoría de los errores de precisión fueron de carácter sistemático, con un cambio constante hacia "medidas inferiores a las reales". Una posible explicación fue que los transductores de frecuencia necesitaron bastante tiempo para alcanzar el estado estable térmico y, hasta que se alcanzó el estado estable térmico, la señal se desvió lentamente correspondiente a unos 5 mHz entre frío y calor. ¡Potencial de mejora para el proveedor de equipos!

Conclusión

Las pruebas del transductor revelaron un error de medición mayor que el especificado en los protocolos de calibración del proveedor, lo que indica que podría deberse a que la calibración del proveedor de los dispositivos se realizó antes de alcanzar el estado estable térmico.

La medición también validó la precisión y el tiempo de respuesta de ambos transmisores de frecuencia, lo que proporcionó a Uniper datos suficientes para la validación del rendimiento de FCR.

¡Una conclusión es que hay buenas razones para hacer pruebas internas extensas de componentes críticos! Incluso cuando se trabaja dentro de sistemas estándar de calidad como ISO 9001. Las mediciones y la validación interna conducen a una mayor comprensión de la funcionalidad de cualquier dispositivo electrónico y dichas pruebas pueden revelar fallas que han pasado desapercibidas incluso para el proveedor de componentes.

Con base en los resultados de las pruebas, Uniper podría hacer una selección informada de los transductores de frecuencia adecuados según los requisitos de cada unidad generadora específica. Al tener una caracterización detallada de los diferentes transductores, Uniper también puede simplificar el protocolo de prueba de los gobernadores de turbina. Con los datos ahora disponibles, es aceptable inyectar la frecuencia de la red simulada en el software del gobernador de la turbina y ajustar el resultado usando las características probadas del transductor de frecuencia. Esto simplifica significativamente las pruebas.

Las pruebas también dieron lugar a dos propuestas de mejora. Uno para el fabricante del transductor de frecuencia con respecto a la deriva térmica de la señal de frecuencia y el segundo para Dewesoft, con respecto a la utilidad de una función de "frecuencia rápida" para complementar la función de "frecuencia exacta" en DewesoftX.

Otra conclusión es que Dewesoft Sirius nuevamente demuestra ser un sistema muy flexible y versátil que también se puede usar para probar el gobernador de la turbina y validar los componentes del sistema del gobernador. Seguirá un segundo artículo con algunas notas de la prueba de un sistema regulador de turbina de agua completo.