Tesis:
Frequency control of hybrid wind-hydro power plants with long conduits in isolated power systems
- Autor: MARTÍNEZ DE LUCAS, Guillermo
- Título: Frequency control of hybrid wind-hydro power plants with long conduits in isolated power systems
- Fecha: 2018
- Materia: Sin materia definida
- Escuela: E.T.S. DE INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y PUERTOS
- Departamentos: INGENIERIA CIVIL: HIDRAULICA, ENERGIA Y MEDIO AMBIENTE
- Acceso electrónico: http://oa.upm.es/52308/
- Director/a 1º: SÁNCHEZ FERNÁNDEZ, José Ángel
- Director/a 2º: SARASÚA MORENO, José Ignacio
- Resumen: El incremento de la penetración de energías renovables es una realidad en la mayoría de países, tanto en Europa con en el resto del mundo. Dicho incremento no solo se está produciendo en los sistemas eléctricos continentales, sino también en pequeñas islas que cuentan con alto potencial eólico y/o solar. Sin embargo, una alta penetración de energías renovables puede comprometer la estabilidad de los sistemas eléctricos, especialmente en el caso de las islas, que constituyen sistemas eléctricos aislados. Esto es debido a las características inherentes a los recursos renovables (incertidumbre, intermitencia e independencia entre disponibilidad y demanda). Estos inconvenientes se amplifican por la reducción de inercia que sufren los sistemas eléctricos ya que la mayoría de tecnologías renovables están desacopladas de la red a través de electrónica de potencia. Está demostrado que la variabilidad de los recursos renovables es fácilmente gestionada por centrales hidroeléctricas reversibles. En este sentido, las centrales hidroeléctricas reversibles juegan un rol importante en la integración de energías, especialmente en sistemas aislados, puesto que pueden mitigar las fluctuaciones de energía causadas por variaciones en la disponibilidad del recurso renovable. En los pequeños sistemas aislados, compuestos en ocasiones por generadores diésel, aerogeneradores y una central hidroeléctrica reversible, el escenario pésimo tiene lugar cuando la generación eléctrica proviene exclusivamente de recursos renovables: central hidroeléctrica en modo turbinación y aerogeneradores que no proporcionan regulación de frecuencia. Así, la regulación de frecuencia es únicamente llevada a cabo por la central hidroeléctrica reversible, adaptando ésta su punto de operación para generar la potencia demandada. El objetivo de esta Tesis es analizar el control de frecuencia en sistemas aislados cuando sólo es proporcionado por generadores hidroeléctricos. Algunas de estas centrales hidroeléctricas presentes en estos sistemas están equipadas con conducciones largas debido a las condiciones topográficas. Se han considerado dos islas del archipiélago canario como caso de estudio: El Hierro y La Palma. El sistema eléctrico del Hierro está compuesto por varios grupos diésel y una central híbrida hidro-eólica puesta en marcha con el objetivo de reducir el consumo de combustibles fósiles en la isla. Esta central híbrida está formada por una central hidroeléctrica reversible con una tubería forzada de 2577 metros y cuatros grupos generadores de 2.83 MW acoplados a turbinas Pelton, así como por 5 aerogeneradores de 2.3 MW cada uno. El sistema eléctrico de la Palma está formado por varios grupos térmicos, paneles fotovoltaicos (4.6 MW) y aerogeneradores (7 MW). Sin embargo la isla cuenta con numerosos planes de ampliación de energías renovables con el objetivo de reducir la dependencia de combustibles fósiles. De hecho, está prevista la construcción de varios parques eólicos. Puesto que el incremento de la penetración de energías renovables necesita sistemas de almacenamiento de energía, también está programada la construcción de una central hidroeléctrica reversible. Por tanto, en esta Tesis se ha asumido estos planes de ampliación incluyendo una central hidroeléctrica reversible que ha sido diseñada para cubrir el pico de demanda de la isla sin necesidad de combustibles fósiles. La central, de 50 MW, podría tener una tubería de descarga de 1950 metros para aprovechar una laguna natural como depósito superior. No se ha diseñado chimenea de equilibrio debido a las restricciones medioambientales. El control de frecuencia se torna más complicado cuando las centrales hidroeléctricas cuentan con conducciones largas. En este caso la dinámica de las conducciones puede influir notablemente en la respuesta de la central y dificultar la sintonía del controlador, problema poco tratado y con escasas soluciones propuestas en la bibliografía existente. Ambos sistemas eléctricos (El Hierro y La Palma) han sido modelados matemáticamente incluyendo los principales componentes. Debido a la gran longitud de las conducciones, se han incluido la compresibilidad del agua y la elasticidad de las conducciones ya que las ondas de presión influencian la respuesta dinámica del sistema. Para analizar el control de frecuencia en estos sistemas aislados se han empleado técnicas de control clásico. Estas técnicas permiten establecer relaciones entre la respuesta dinámica de la central hidroeléctrica y el diseño de los parámetros del sistema de control. Para aplicar las técnicas de control clásico, el modelo matemático no lineal propuesto para cada una de las configuraciones es linealizado en torno a una posición de equilibrio. Así, se ha utilizado la matriz dinámica del sistema linealizado para desarrollar un análisis modal. El análisis modal permite investigar las consecuencias de distintas estrategias de control. Mediante la ubicación estratégica de los polos que representan la respuesta dinámica de la central hidroeléctrica y su regulador (y en su caso los lazos de control de los aerogeneradores), se pueden encontrar los valores para las ganancias del controlador que mejoren el amortiguamiento de las oscilaciones producidas así como el desacoplamiento de los modos de oscilación, lo que implica un mejor funcionamiento del sistema eléctrico en general y de los generadores en particular. Sin embargo, en ocasiones los sistemas de almacenamiento por bombeo necesitan complementarse con tecnologías capaces de inyectar o absorber energía en el corto plazo para mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por el operador del sistema. En islas con alto potencial eólico, las fluctuaciones de energía pueden ser mitigadas si los aerogeneradores de velocidad variables proporcionan regulación de frecuencia, sin embargo dicha contribución no está implementada en todos lso sistemas eléctricos. La capacidad de regulación de los aerogeneradores de velocidad variable se ha considerado en el sistema eléctrico de El Hierro. Así pues, se ha estudiado la regulación conjunta hidro-viento para este sistema eléctrico. Los resultados obtenidos a partir de esta aproximación, necesaria para el cálculo de los polos, se aplican al modelo no lineal dado que la regulación frecuencia-potencia exige en ocasiones variaciones de las condiciones iniciales de equilibrio que exceden la pequeña perturbación. De hecho, en el modelo no lineal se han realizado búsquedas exhaustivas de las ganancias de los controladores de la central hidroeléctrica y los aerogeneradores, alcanzando resultados similares a los obtenidos con el modelo lineal. A partir de las ganancias obtenidas, se analizan mediante simulaciones en el modelo no lineal la respuesta dinámica de una central hidroeléctrica y de un aerogenerador de velocidad variable ante variaciones en las consignas de demanda o fluctuaciones realistas de los recursos renovables. A través de diversos indicadores de calidad de la frecuencia del sistema y de operación de la planta frecuentemente empleados, se compara la respuesta obtenida asumiendo las recomendaciones propuestas con la que se produciría utilizando recomendaciones más clásicas, tanto para el regulador de la central hidroeléctrica como para los lazos de control del aerogenerador. Dichos criterios fueron enunciados bajo hipótesis que no contemplan los fenómenos antes descritos como la elasticidad de las tuberías, la compresibilidad del fluido o las exigencias de los sistemas aislados. En todos los casos supuestos se observa una clara mejoría de la respuesta dinámica del sistema, manteniendo la frecuencia dentro de los límites establecidos por el operador del sistema, y de la central hidroeléctrica gracias a las recomendaciones propuestas en esta Tesis. ----------ABSTRACT---------- The increase in the penetration of renewable energy is a reality in the vast majority of countries, both in Europe and in the rest of the world. This increase is not only occurring in continental power systems, but also on small islands that have high wind and/or solar potential. However, a high renewable energy penetration may compromise the stability of power systems, especially in the case of islands, which constitute isolated power systems. This is due to the inherent characteristics of renewable resources (uncertainty, intermittency and independence between availability and demand). These drawbacks are amplified by the power system inertia reduction caused by the fact that renewable generators are normally decoupled from the grid through a power electronics interface that do not add inertia to the system. It is well known that the long-term variability of renewable energy is well managed by pumped storage hydropower plants (PSHP). Thus, PSHP play an important role in the renewable resources integration, especially in isolated systems, because they can mitigate the energy fluctuations caused by the variations in the renewable resources availability. There are small isolated power systems equipped with diesel units, wind farms and pumped storage power plants. The critical scene takes place when power demand is only supplied by renewable energy: PSHP in turbine mode and variable speed wind turbines (VSWTs) not aimed at providing frequency regulation. Therefore, the PSHP is aimed at contributing to frequency regulation without any other technologies. In this case, the hydropower plant must adapt its operating point to make generated power match demanded power. One of the objectives of this Thesis is to analyse the frequency control in isolated systems when it is only provided by hydro generators. Furthermore, power plants operating in this mode may be equipped with long conduits due to special topographic conditions. As a case study, two islands belonging to the Canary archipelago have been selected: El Hierro and La Palma. The El Hierro power system is composed of several diesel generators and a hybrid wind-hydro power plant commissioned with the aim of reducing the consumption of fossil fuels. This hybrid power plant is composed of both a pumped storage hydroelectric plant with a 2577 meter length penstock and four 2.83 MW generation units coupled to Pelton turbines, as well as five 2.3 MW wind turbines. The La Palma power system is composed of several thermal groups, photovoltaic units (4.6 MW) and wind turbines (7 MW). However, the island has several renewable energy expansion plans with the aim of reducing fossil fuels dependence. In fact, the construction of new wind farms is planned. Since renewable energy penetration increases needed energy storage systems, the construction of a PSHP is also scheduled. Therefore, this Thesis has assumed these expansion plans including a PSHP designed to cover the island power demand without using fossil fuels. The 50 MW hydropower plant could have a 1950 meter length tail-race tunnel to take advantage of a natural lagoon as an upper reservoir without a surge tank due to environmental constraints. Frequency control becomes more complex when hydroelectric power plants are equipped with long conduits. In this case, the conduits’ dynamics may significantly influence the power plant response making the governor tuning difficult, which is a problem that has not been deeply studied in the scientific literature. Both isolated power systems (El Hierro and La Palma) have been mathematically modelled including the main components of which they are composed. Due to the conduits’ length, water compressibility and the conduits’ elasticity are taken into account since the associated pressure waves influence the system dynamic response. To analyse the frequency control in these isolated systems, classical control techniques have been used. These techniques allow the establishment of a relationship between the dynamic response of the hydropower plant and the design parameters of the control system. In order to apply classical control techniques, the non-linear mathematical model proposed for each of the configurations is linearized around an equilibrium operating point. Thus, the dynamic matrix of the linearized system has been used to develop a modal analysis. Modal analysis allows the investigation of the consequences of different control strategies. Through a strategic placement of the poles that represent the dynamic response of the hydroelectric power plant, the values for the controller's gains that improve the damping ratio of the oscillations, as well as the decoupling of the oscillation modes, are findable. This implies better behaviour of the power system in general, and of the generators in particular. However, sometimes pumped-hydro storage systems need complementary technologies able to absorb or inject energy in the short-term to contain the frequency within the limits established by the transmission system operator. On a high wind potential island, energy fluctuations can also be mitigated if (VSWTs) are aimed at contributing to frequency regulation, although this contribution is not yet implemented in all power systems. For the El Hierro power system, the VSWT capacity to provide frequency regulation is considered. Therefore, wind–hydro joint frequency regulation has also been analysed for that power system in this Thesis. The results obtained based on the linear model are applied to the non-linear model since the load-power regulation sometimes requires variations of the initial equilibrium conditions that exceed the small perturbation assumption. In fact, exhaustive searches of the hydro and wind governors’ gains have been carried out in the non-linear model for the El Hierro power system showing results similar to those obtained from the linear model. Based on the proposed obtained governors’ gains, the hydropower plant and the VSWT dynamic response are analysed simulating, in the non-linear model, realistic events related to renewable energy fluctuations and power demand variations. Using different widely used system frequency and PSHP operating quality indicators, the system dynamic response, assuming the proposed recommendations, is compared with the one that would be produced using classic criteria settings, both for the hydropower plant governor and for the VSWT control loops. These classic criteria were proposed assuming hypotheses that do not include the phenomena described above such as conduits elasticity, fluid compressibility or the isolated systems requirements. In all the studied cases, a clear improvement of the system dynamic response, maintaining frequency within the limits established by the transmission system operator, and in the hydropower plant dynamics, is observed, thanks to the recommendations proposed in this Thesis.