ENSAYOS PARA VALIDACIÓN DE MODELOS DINÁMICOS DE PARQUE EÓLICO SEGÚN ESTÁNDARES MOD-026 Y MOD-027

Pablo Amoedo, Claudio Celman y Pablo Rifrani, Departamento de Ensayos & Ingeniería

Introducción – El presente artículo detalla los ensayos llevados a cabo para el proceso de validación de los modelos dinámicos de un parque eólico situado en California (EE. UU.) de acuerdo con los estándares MOD-026 y MOD-027, definidos por el North American Electric Reliability Corporation (NERC). Los ensayos se ejecutan sobre aerogeneradores individuales así como a nivel de planta, siendo ésta una estrategia que permite la correcta validación de todos los sistemas de control presentes en una instalación de generación eólica. Esta metodología es también aplicable a instalación de generación fotovoltaica, las que – desde un punto de vista del Sistema Eléctrico al que se conectan – se comportan en forma similar.

1. Introducción

Los organismos reguladores del mercado eléctrico de todo el mundo utilizan software específico para llevar a cabo estudios de los sistemas eléctricos de potencia que administran. Estos programas requieren de la utilización de modelos matemáticos que representen – tanto en forma estática como dinámica – los elementos que conforman la red eléctrica (generadores sincrónicos, transformadores, líneas de transmisión, cargas, etc.) y sus sistemas de control.

El proceso de validación dinámico consiste en la parametrización de un cierto modelo matemático que ante la aplicación de una cierta perturbación responde en forma idéntica al elemento real que representa. Así, es de esperar que el modelo dinámico cargado en el software se comporte de la misma manera que el elemento representado en el Sistema Eléctrico.

Algunos beneficios de contar con una base de datos del sistema eléctrico correctamente validada pueden citarse a continuación:

• Programación y operación diaria en estado normal y con elementos de la red no disponibles.
• Planificación del sistema.
• Evaluación de la respuesta de la red ante contingencias.

La anterior lista de beneficios ha originado que los entes reguladores cada vez estén más pendientes de la correcta validación de los elementos que forman parte del Sistema Eléctrico.

1. Estándares MOD-026 y MOD-027

El estándar MOD-026 es un procedimiento de verificación de modelos dinámicos para generadores convencionales (máquinas sincrónicas), sus sistemas de control de excitación y/o el control conjunto de voltaje/potencia reactiva de una planta. En el caso de instalaciones de generación fotovoltaica o eólica, este procedimiento aplica sobre los modelos utilizados para la representación del control conjunto de potencia reactiva / voltaje de planta. Tiene como propósito definir ciertos lineamientos para definir si un modelo dinámico representa satisfactoriamente al elemento representado.

Un esquema clásico de control de potencia reactiva / voltaje (también llamado PPC, de sus siglas en inglés ‘Power Plant Controller’) para una planta eólica es detallado en la Figura 1. Este esquema permite el control de potencia reactiva / voltaje en la salida de alta tensión del parque eólico mediante el control de potencia reactiva de los aerogeneradores.

Figura 1: Esquema de control de planta.

El MOD-027, por su parte, es un procedimiento de verificación de modelos dinámicos de controladores de potencia/frecuencia de unidades sincrónicas (también conocidos como ‘governors’) y no sincrónicas, como ser instalaciones eólicas y/o fotovoltaicas.

Tanto en las instalaciones eólicas como en fotovoltaicas – en las que la potencia activa está maximizada según las condiciones de viento e irradiación, respectivamente – la regulación primaria de frecuencia (RPF) puede hacerse de la siguiente manera:

• Sin regulación alguna, la potencia activa generada se maximiza según las condiciones ambientales.
• Operación con reserva, en la que las unidades operan con una cierta reserva para aportar potencia activa en escenarios de sub-frecuencia y reducirla en casos de sobre-frecuencia. Este enfoque es similar a la operación en modo ‘droop’ de los generadores convencionales, teniendo en cuenta que para instalaciones eólicas y fotovoltaicas la reserva debe calcularse sobre la máxima potencia disponible.
• HFRT (high frequency ride through), en la que las unidades operan a máxima potencia disponible, reduciendo su potencia activa en casos de sobre-frecuencia.

Así, puede observarse que ambos procedimientos separan el proceso de validación de las centrales de generación en dos partes: el control de tensión y el control de frecuencia.

1. Modelos dinámicos

Las instalaciones eólicas se caracterizan por contar con un importante número de turbinas interconectadas entre sí por una red de distribución de Media Tensión (MT). Esta red confluye por uno o varios alimentadores a un transformador que eleva la tensión a un nivel de transmisión en Alta Tensión (AT), siendo éste el punto en el cual el parque se conecta al Sistema Eléctrico.

Dado que el número de turbinas y la red interna de distribución elevan considerablemente los tiempos de simulación de las bases de datos, los agentes reguladores prefieren la utilización de un modelo equivalente compuesto por un único aerogenerador, cuya potencia nominal sea igual a la de un generador individual multiplicada por el número de unidades del parque. Así, un parque de ‘n’ unidades puede ser representado en estudios de sistemas de potencia por medio de un único aerogenerador.

La Figura 2 muestra el modelo utilizado para la representación equivalente de parques eólicos. Se destaca la presencia de una impedancia, denominada Z_e, cuyo objetivo es representar – en forma concentrada – la impedancia de la red de distribución del parque.

Figura 2: Modelo equivalente para la representación dinámica del parque eólico.

Los sistemas de control a ser ensayados para la apropiada representación del parque eólico son los siguientes:

• Control de potencia reactiva del aerogenerador.
• Control de potencia activa del generador.
• Control conjunto de potencia reactiva / voltaje de planta.
• Control conjunto de potencia activa de planta.
• Regulación primaria de frecuencia.

Otras funcionalidades, como por ejemplo el soporte de tensión ante huecos de tensión (LVRT, de sus siglas en inglés ‘Low Voltage Ride Through’), no pueden ser ensayadas – y por ende validadas – por dificultades prácticas de realización, aunque sí es importante su inclusión en el modelo dinámico a partir de datos provistos por el fabricante de las unidades.

1. Resultados obtenidos

La presente sección presenta los resultados obtenidos durante los ensayos en terreno y, al mismo tiempo, las compara con la respuesta del modelo dinámico presentado ante una perturbación idéntica.

La Figura 3 muestra la respuesta de un aerogenerador individual ante un incremento en su referencia de potencia reactiva de 500kVAr. Como se observa, la respuesta del equipo es sumamente rápida y estable y el modelo representa satisfactoriamente la respuesta obtenida.

Figura 3: Respuesta del modelo dinámico (azul) y del aerogenerador ensayado (verde) ante un cambio de +500kVAr.

La Figura 4 muestra la respuesta del modelo dinámico equivalente (ya presentado en la Figura 2) y la del parque eólico ante un cambio en la tensión de referencia del control conjunto de voltaje.

La Figura 5 presenta resultados similares para el modo de control de potencia reactiva del PPC, el cual puede ser seleccionado por el operador del parque.

En ambos casos, las variables eléctricas graficadas corresponden a la salida en AT del parque eólico.

Figura 4: Respuesta del modelo dinámico (azul) y del parque ensayado (verde) ante un cambio en la referencia de tensión del PPC.

Figura 5: Respuesta del modelo dinámico (azul) y del parque ensayado (verde) ante un cambio en la referencia de potencia reactiva del PPC.

1. Validación del modelo equivalente

Como se presentase en la Figura 2, la red interna de MT de un parque eólico puede ser representada – en forma concentrada – a partir de una única impedancia equivalente y que hemos denominado Z_e. Surge entonces la pregunta acerca de si realmente esta impedancia equivalente puede representar el comportamiento dinámico del parque equivalente.

Para verificar esto, se realizan simulaciones dinámicas sobre:

• Un modelo detallado del parque eólico en el que se incluyen ‘n’ unidades junto con la red de MT.
• El modelo equivalente del parque eólico.

Las simulaciones permitirán verificar la correcta representación por parte del modelo equivalente si y solo si los resultados obtenidos para un modelo y otro son idénticos ante una misma perturbación.

La Figura 6 detalla los resultados de ambos modelos ante un cambio en la referencia de potencia reactiva de los aerogeneradores, mientras que la Figura 7 presenta los resultados ante la aplicación de un cortocircuito en la salida del parque.

Como se puede notar, los resultados para un modelo y otro son idénticos, verificándose así la correcta representación por parte del modelo equivalente.

Figura 6: Respuesta del modelo desarrollado (verde) y equivalente (azul) ante un cambio en la referencia de potencia reactiva de los aerogeneradores.

Figura 7: Respuesta del modelo desarrollado (verde) y equivalente (azul) ante un cortocircuito en AT del parque.

1. Conclusiones

Se presenta el proceso de validación de un parque eólico de ‘n’ unidades, estando representado a partir de un aerogenerador equivalente, una impedancia equivalente y los sistemas de control descriptos.

Como se observa, los resultados obtenidos son satisfactorios.