Comunicación presentada al III Congreso Smart Grids:
Autores
- Eduardo Martínez Carrasco, Estudios de Red y Smart Grids, Área de Redes y Subestaciones, Fundación CIRCE
- Marta Abad López, Estudios de Red y Smart Grids, Área de Redes y Subestaciones, Fundación CIRCE
- Samuel Borroy Vicente, Director del Área de Redes y Subestaciones, Fundación CIRCE
- David López Cortón, Seguridad del Sistema, Subdirección General de Operación, REE
- Rubén Andrino Gallego, Seguridad del Sistema, Subdirección General de Operación, REE
- Lucía Pindado Cebrián, Seguridad del Sistema, Subdirección General de Operación, REE
Resumen
Los objetivos europeos enfocados a paliar la dependencia energética del exterior y mitigar los efectos del cambio climático, implican un cambio de escenario respecto a los sistemas eléctricos actuales y conllevan un incremento masivo en la penetración de sistemas de generación no convencional y dispositivos de electrónica de potencia (EP). Este cambio de escenario no debe comprometer los requisitos del sistema (calidad, fiabilidad, estabilidad y seguridad), para cuyo cumplimiento los sistemas de protección juegan un papel destacado. Minimizar el impacto de estos nuevos escenarios de red sobre la seguridad del sistema constituye uno de los grandes retos que deben afrontar los gestores de las redes eléctricas actuales y futuras. Esta comunicación presenta la metodología con la que el proyecto H2020 MIGRATE aborda el reto descrito, involucrando a varios de los principales TSO’s, fabricantes y centros tecnológicos europeos.
Palabras clave
H2020 MIGRATE, Energías Renovables, Electrónica de Potencia, Sistemas de Protección, Seguridad de la Red, “Hardware In the Loop”, RTDS, Weak Infeed
Introducción
El cumplimiento de objetivos estratégicos europeos enfocados a paliar la dependencia energética de combustibles fósiles provenientes del exterior, así como a mitigar los efectos del cambio climático, implica una evolución del modelo energético actual hacia otro más sostenible, con energía producida a partir de fuentes renovables a la vez que se mantienen, o mejoran, los niveles de calidad, continuidad y fiabilidad actuales.
La aplicación de dicho modelo energético requiere un incremento significativo en la participación de fuentes de generación no convencionales, principalmente de origen eólico y solar, cuya conexión a la red eléctrica se realiza, a diferencia de los generadores síncronos convencionales, por medio de electrónica de potencia. La electrónica de potencia también toma un papel protagonista en elementos directamente relacionados con la alta penetración de energías renovables, como son los sistemas de almacenamiento, o las nuevas infraestructuras de las redes de transporte requeridas para la integración en el sistema de grandes volúmenes de generación, como son los enlaces HVDC que evacúan a la red continental la producción de los parques eólicos marinos (offshore) o son utilizados para incrementar la capacidad de las interconexiones internacionales. No solo en las redes de transporte se concentra la creciente presencia de electrónica de potencia, sino que también la red de distribución está experimentando una progresiva evolución al objeto de integrar elementos tales como la generación distribuida o el vehículo eléctrico. El escenario esbozado representa un cambio paradigmático respecto a los sistemas eléctricos actuales, basados en grandes generadores síncronos, de comportamiento conocido, que alimentan redes eléctricas de corriente alterna, cuya referencia de estabilidad común es una frecuencia eléctrica de 50 Hz.
No obstante, pese al cambio de escenario, los requisitos del sistema permanecen invariables: calidad, fiabilidad, estabilidad y seguridad. Para su cumplimiento, los sistemas de protección juegan un papel destacado, siendo determinantes para garantizar la continuidad de suministro ante la aparición de perturbaciones en la red. Los principios de protección existentes en las redes eléctricas actuales (con predominancia de generadores síncronos convencionales), son capaces de cumplir los objetivos descritos. Sin embargo, un escenario con elevada penetración de energías renovables y electrónica de potencia, presenta variaciones drásticas en su comportamiento ante situaciones de cortocircuito, tales como cambios en la dinámica de las intensidades, limitaciones significativas en las magnitudes de cortocircuito, reducción o eliminación de componentes de secuencia inversa ante cortocircuitos desequilibrados, presencia de un elevado contenido armónico en la medida, o ausencia de respuesta natural por parte de los generadores ante variaciones de frecuencia, entre otros. Dado que los principios de protección aplicados actualmente en las redes eléctricas están basados en el comportamiento tradicional del sistema eléctrico, predecir y minimizar el potencial impacto de los nuevos escenarios de red esperados sobre la seguridad del sistema, es uno de los grandes retos de las redes eléctricas para alcanzar los objetivos energéticos. Uno de los objetivos del proyecto Europeo MIGRATE (Massive InteGRATion of power Electronic devices), comenzado en enero de 2016, es la búsqueda de los límites de los principios de protección utilizados actualmente en las redes de transporte en escenarios con elevada presencia de energías renovables (EERR) y electrónica de potencia, y la propuesta de estrategias para superar las potenciales limitaciones encontradas.
Esta comunicación introduce el citado proyecto, presenta la metodología de análisis propuesta en el mismo, y por último muestra los primeros resultados obtenidos en su fase inicial.
Proyecto Migrate
El proyecto MIGRATE tiene como objetivo desarrollar y validar soluciones tecnológicas innovadoras que permitan gestionar un sistema eléctrico pan-Europeo que afronta el reto de la proliferación de dispositivos de electrónica de potencia, implicados en la conexión masiva de fuentes de generación y nuevos tipos de demanda, de acuerdo al escenario presentado en la introducción de este documento. La Figura 1 muestra de forma gráfica la combinación de los objetivos/necesidades a los que busca dar respuesta el proyecto, mostrando el nivel de estabilidad de la red para distintos niveles de penetración de electrónica de potencia. Las curvas azules representan el escenario a corto/medio plazo, mostrando de forma simbólica los límites de penetración (asíntotas) para los que la tecnología actual (o evoluciones de ésta) no es suficiente para permitir la operación estable de la red. La curva verde representa el escenario a largo plazo, con una penetración creciente (hasta el 100%) de electrónica de potencia, en el que las necesidades tecnológicas implican desarrollos totalmente innovadores.
Los diferentes grupos de trabajo del proyecto afrontan los retos descritos desde distintos puntos de vista técnicos. Así, el proyecto se estructura en 5 grupos a cargo de los aspectos técnicos y 3 grupos encargados de la gestión, comunicación y explotación de los resultados del proyecto. Los grupos de trabajo a cargo de los aspectos técnicos del proyecto quedan estructurados como sigue: Análisis de la estabilidad del sistema eléctrico (WP1); Sistemas de monitorización y control del sistema en tiempo real (WP2); Estrategias de control en escenarios 100% basados en electrónica de potencia (WP3); Sistemas de protección (WP4); Calidad de onda (WP5). En el grupo de trabajo 4 (WP4), liderado por Red Eléctrica de España (REE), el Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE) participa activamente en la investigación enfocada a analizar la idoneidad de los principios de protección de las redes eléctricas actuales en el nuevo escenario energético planteado y, consecuentemente, en la propuesta de métodos de protección alternativos que permitan mantener los estándares de calidad actuales.
Metodología
En los siguientes apartados se expone la metodología definida para alcanzar los objetivos del WP4 que, basándose en el empleo de técnicas “Hardware in the Loop (HIL)”, mediante plataformas de simulación en tiempo real RTDS (Real Time Digital Simulator), somete a equipos de protección reales, en entorno de laboratorio, a perturbaciones generadas en redes bajo escenarios con alta penetración de energías renovables y electrónica de potencia.
Definición de escenarios de estudio: Modelado del comportamiento de Energías Renovables y Electrónica de Potencia ante cortocircuitos
El primer paso de la metodología del WP4 del proyecto MIGRATE es la definición del modelo de red y los escenarios de estudio representativos que permitan evaluar en los puntos posteriores del proyecto, cómo la elevada penetración de generadores de energía renovable con convertidores electrónicos y enlaces HVDC pueden afectar al comportamiento de los sistemas de protección.
La Figura 2 muestra la red diseñada, basada en un modelo de red propuesto por el PSRC de la IEEE para el estudio de protecciones en redes eléctricas, en el que se ha incluido un generador eólico y otro fotovoltaico, conectados en los nudos 8 y 12 respectivamente a través de un convertidor de plena potencia (FC), un enlace HVDC punto a punto, conectado entre el nudo 2 y el 3, y un generador eólico doblemente alimentado (DFIG) conectado en el nudo 10. Con la intención de comparar el funcionamiento de las protecciones durante faltas en la red para distintos niveles de penetración de energía renovable, se colocan en paralelo con los generadores renovables en los nudos 8, 10 y 12, los generadores síncronos convencionales G1, G2 y G3.
CIRCE desarrolla dos de los modelos de generadores renovables integrados en la red bajo análisis: generador eólico y generador fotovoltaico, ambos conectados a la red eléctrica a través de un convertidor electrónico en topología “back to back”. Los algoritmos de control diseñados, modelados e implementados actúan sobre cada uno de estos convertidores para gestionar el comportamiento tanto en modo estacionario como en situaciones de desequilibrio tales como faltas en redes de transporte.
Análisis de límites y debilidades de las funciones de protección actuales ante escenarios con alta penetración de EERR y Electrónica de Potencia
Esta fase de la investigación se basa en el análisis detallado de los principales sistemas de protección utilizados en los sistemas eléctricos actuales, tales como protección de distancia (21), diferencial (87) y sobreintensidades (50/51, 50N/51N, 67/67N), así como la función de reenganche, profundizando en los principios de operación de sus algoritmos y en el análisis de las principales variables que determinan su funcionamiento. Estos algoritmos de protección, implementados en equipos de protección reales, serán sometidos a pruebas de laboratorio en entorno HIL utilizando los modelos desarrollados en el punto anterior, que reproducen fielmente el comportamiento de los convertidores de potencia ante faltas.
En caso de producirse una falta en una red tradicional AC, los generadores síncronos convencionales aportan una corriente de cortocircuito de característica conocida representada por los periodos subtransitorio, transitorio y permanente. Sin embargo, la corriente que los convertidores proporcionan durante una falta depende de su estrategia de control y de sus límites de operación, y no responde a la característica de aportación del generador síncrono convencional. El convertidor, a través de sus algoritmos de control, es capaz de gestionar la potencia activa y reactiva que se suministra a la red eléctrica (Hualei Wang & M. A. Redfern, 2010), además de limitar y controlar la corriente máxima que se inyecta a la red en situaciones transitorias tales como cortocircuitos (Chaudhary S. K. et. al, 2012), (Van der Meer A. et. Al, 2016). Es habitual encontrar límites de corriente en los convertidores en torno a 1.25 p.u (He L. & Liu C. C., 2013), así como la supresión de la corriente de secuencia negativa. Este comportamiento, que difiere en gran medida respecto al de los generadores síncronos convencionales, puede presentar ciertas dificultades para la correcta operación de los relés actuales, cuyos algoritmos han sido desarrollados en base a un sistema compuesto mayoritariamente por generadores síncronos. Como se ha indicado anteriormente, el objetivo principal de esta etapa del proyecto será el de evaluar el comportamiento de los sistemas de protección actuales en escenarios con elevada penetración de electrónica de potencia.
Propuesta de nuevas metodologías de protección
En la fase final de la investigación, a llevar a cabo durante los últimos años de proyecto, se analizarán esquemas y/o algoritmos de protección alternativos que permitan solventar los problemas experimentados por las protecciones actuales, de acuerdo al análisis realizado en los puntos anteriores. Se estudiarán tanto algoritmos de protección alternativos, como el aprovechamiento de nuevos desarrollos basados en tecnologías de comunicación o la combinación de funciones de protección existentes, entre otras estrategias. El objetivo fundamental de esta etapa del proyecto será proporcionar líneas generales acerca de cómo debería ser el diseño del sistema de protección en redes con elevada penetración de generación basada en electrónica de potencia.
Primeros resultados
El modelo de la red objeto de estudio y el desarrollo llevado a cabo en CIRCE de un convertidor eólico que vierte su potencia a la red a través de un convertidor de plena potencia (FC) ha permitido realizar ensayos preliminares para valorar potenciales problemas que podrían aparecer en los sistemas de protección ante un escenario con 100% de penetración de energías renovables. Se muestra en la Figura 3 el banco de ensayos HIL utilizado para los ensayos presentados. El equipo de protección bajo ensayo (protección de distancia) se encuentra protegiendo la línea 7-5, instalado en el nudo 7 de la red mostrada en la Figura 2 (lado de 400 kV).
Se efectúan dos ensayos en los que se estudia el comportamiento de la protección ante falta monofásica en la fase C al 50 % de la línea 5-7, de longitud 41 km, en el punto indicado en la Figura 2. En el primero de los ensayos, solo el generador síncrono convencional G1 se encuentra conectado, estando desconectado el generador eólico de plena potencia (FC). En este ensayo se plantea, por lo tanto, un escenario con un 100% de generación convencional. Por su parte, en el segundo ensayo se encuentra conectado únicamente el generador eólico al nudo 8 (100% generación renovable).
Los resultados de los ensayos se muestran en la en la Figura 4, en la cual se puede observar la oscilografía para el caso de generador síncrono (izquierda) y generador eólico (derecha). Puede apreciarse cómo se produce un incremento de la corriente como consecuencia de la falta provocada entre la fase C y tierra. La oscilografía mostrada en la izquierda permite ver cómo la falta provoca el arranque de las tres zonas de protección de la función de distancia (Zona 1, Zona 2 y Zona 3) y, consecuentemente, el disparo por Zona 1, activando el disparo general del interruptor (TRIP). Se trata de una actuación correcta de la protección, de tal manera que evita que el generador síncrono siga alimentando la falta. Este comportamiento, es el esperado, ya que existe una aportación de corriente hacia la falta desde el generador suficiente para que se produzca la operación de la función de distancia. De forma posterior al despeje, la protección mide tensión sana puesto que el generador sigue conectado al nudo 8.
La figura de la derecha muestra la misma falta alimentada únicamente por el generador eólico, cuyo sistema de control actúa limitando la aportación de corriente. Asimismo, la estrategia de control seguida por el FC modelado en la red de ensayo elimina la aportación de corriente de secuencia negativa desde el generador eólico durante la falta, aportando solamente corriente de secuencia positiva, reproduciendo el comportamiento de muchos de los generadores eólicos actuales con la misma topología de convertidores ante faltas asimétricas. Por tanto, la aportación de corriente a la falta resultante posee una componente de secuencia positiva y otra de secuencia cero (dada la conexión del neutro del transformador), no existiendo corriente de secuencia negativa por la limitación impuesta por el convertidor.
Bajo esta circunstancia, puede observarse en la parte derecha de la Figura 4 cómo ante la misma falta en la fase C que se ha realizado en el caso del generador síncrono y manteniendo los parámetros de ajuste del relé de protección, no se genera ningún arranque ni disparo en la parte inferior correspondiente a las señales digitales. Por lo tanto, en este caso, la falta no queda despejada. Este caso, es equivalente a situaciones que se presentan actualmente en la red cuando existe un extremo cuya alimentación a la falta es débil (weak infeed), ya sea por tratarse de antenas de consumo sin generación que aporte a la falta o antenas de generación (generación síncrona) en las cuales los generadores, o bien no se encuentran conectados en el momento de producirse la falta o bien los generadores conectados en ese momento no aportan suficiente corriente para la operación de los algoritmos tradicionales de distancia. Estos casos en la actualidad quedan resueltos, siempre que la aportación a la falta desde el otro extremo no sea también del tipo weak infeed, mediante el empleo de esquemas de teleprotección denominados comúnmente weak infeed, o simplemente mediante el empleo de protecciones diferenciales de línea. Este ensayo, aunque muy preliminar y básico en relación a los que se realizarán durante las próximas fases del proyecto, suscita curiosidad y despierta la atención en cuanto a potenciales problemas que podrían surgir en la detección de faltas en redes con elevada penetración de fuentes de energía renovable basadas en electrónica de potencia. En dicho escenario es posible que ambos extremos de la línea se comporten como extremos débiles, por lo que los esquemas de teleprotección weak infeed utilizados en la actualidad podrían no ser suficientes. Estos problemas han comenzado ya a estudiarse por parte del equipo de trabajo que integra el WP4 y se espera obtener resultados interesantes en los próximos hitos del proyecto.
Conclusiones y trabajo próximo
Durante este primer año del proyecto se está realizando el modelado de los generadores renovables, así como del enlace HVDC dentro de la red definida para el estudio de sistemas de protección mediante el empleo de la plataforma de simulación en tiempo real RTDS. En este marco, este artículo muestra resultados preliminares obtenidos al realizar ensayos sobre un relé comercial con función de protección de distancia. En los siguientes años, se profundizará en el análisis de las funciones de protección que pueden presentar más problemas en hipotéticos escenarios con el 100% de generación renovable, donde la aportación por ambos extremos del elemento protegido procede de generadores conectados a la red a través de convertidores electrónicos. Como resultado de estos análisis se propondrán posibles soluciones que garanticen los niveles actuales de seguridad y continuidad del suministro eléctrico de la red de transporte en un escenario con penetraciones de energías renovables cercanas al 100%.
Agradecimientos
Los estudios presentados en este artículo se enmarcan dentro del Proyecto Europeo MIGRATE (Massive InteGRATion of power Electronic devices) financiado por la Comisión Europea dentro de su programa “Horizon 2020” (grant agreement Nº 691800). Gracias a los fondos recibidos, se ha podido ampliar la capacidad de cálculo del simulador de tiempo real RTDS, así como adquirir un amplificador de tensiones y corrientes “DOBLE Engineering F6350”, necesario para la realización de ensayos HIL como el presentado.
Referencias
- Chaudhary S. K. et al, 2012, «Negative Sequence Current Control in Wind Power Plants With VSC-HVDC Connection,» in IEEE Transactions on Sustainable Energy, vol. 3, no. 3, pp. 535-544.
- He L. & Liu C. C., 2013, «Effects of HVDC connection for offshore wind turbines on AC grid protection,» 2013 IEEE Power & Energy Society General Meeting, Vancouver, BC, 2013, pp. 1-5
- Hualei Wang & M. A. Redfern, 2010, “The advantages and disadvantages of using HVDC to interconnect AC networks”. University of Bath, M.A Redfern University of Bath.
- Van der Meer A. et al, 2016, «The Effect of FRT Behavior of VSC-HVDC-Connected Offshore Wind Power Plants on AC/DC System Dynamics,» in IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 31, no. 2, pp. 878-887.