Control de Frecuencia en Sistemas Eléctricos Interconectados

Carlos Martinez M.Sc.Rafael Campo Ph.D.

rafaelcampo26@yahoo.com

SIGLAS

• FERC: Federal Energy Regulatory Commission: Regulador Federal de USA, con jurisdición cuando hay interconexiones entre estados;

• NERC: North American Electric Reliability Corporation. Sus funciones y poder cambiaron con la Ley Eléctrica aprobada a raiz del apagón de Agosto de 2003;

• CERTS: Consortium for Electric Reliability Technology Solutions;

• DOE: Departamento de Energía de USA

Sistemas Interconectados en Norte América y Datos de Frecuencia de Alta Resolución

Interconexiones y Consejos Regionales de Confiabilidad del Sistema de Potencia USA - HQ

Tamaños Relativos (Demanda en MW)

• Interconexión del Este (EI) ~ 650,000 MW;• Interconexión del Oeste (WECC) ~ 190,000 MW

(30% de la EI);• ERCOT (Texas) ~ 65,000 MW (10% de EI);• HQ (Quebec) ~ 32,500 MW (5% de EI);• Total aproximado ~ 940,000 MW

MEDIDAS DE FASORES DISPONIBLES PARA ANALISIS DE FRECUENCIA

Niveles Tradicionales y Nuevos en Gerencia de la Confiabilidad en USA

Reportes de Confiabilidad, Métricas y Usuarios

Conceptos y Niveles deControl de Frecuencia

Niveles de Control de Frecuencia

• Primaria, depende de la inercia de los generadores. Primeros 12-20 segundos luego de la contingencia;

• Secundaria: AGC. Decenas de segundos a minutos;• Terciaria: Reservas. Minutos a decenas de minutos;• Acá hablamos de Control Primario, que depende de la

“Inercia” de los generadores, la acción de los gobernadores de las turbinas y de la respuesta de la Demanda (generalmente Motores sincrónicos);

• La Magnitud, la Velocidad y la Sostenibilidad del Control Primario, son críticas para compensar caída de la frecuencia y evitar que actúen los relés de frecuencia;

Respuesta Primaria de Frecuencia I

Respuesta Primaria de Frecuencia II

Pérdida de un Generador de 1,000 MW (NERC)

Controles Primario, Secundario y Terciario

Problemas de Control de Frecuencia en Niveles Primario y Secundario

Overview – Problemas de Control de Frecuencia Sistemas Interconnectados

• Control Primario:– Reducción de inercia debido a renovables, creando riesgos de

frequencias demasiado bajas durante las contingencias;– Reducción temprana de respuesta primaria, extendiendo el tiempo de

recuperación de la frecuencia a 60.00 Hz

• Control Secundario– Bajos niveles de regulación durante el principio/final de productos

típicos del Mercado de Energía– Baja respuesta de generadores durante contingencias, por niveles

incorrectos de control de los generadores– Tiempos demasiado largos para que la frequencia regrese a la

frequencia objetivo, 60 Hz

Problemas-Control Primario

• Esquema de mercados: generadores involucrados consideran que todos sus gastos por proporcionar FR no son adecuadamente compensados (o les conviene “sustraer” generación en condiciones de escasez, para incrementar precios: “early withdrawn”);

• Recursos renovables, especialmente eólicos, que en Texas representan un 25% de la generación total, tienen poca “inercia” (Cierto tipo de turbinas eólicas poseen controles electrónicos que proporcionan respuesta inercial sintética adicional a la “natural”, a partir de la energía guardada en generadores asíncronos; ERCOT exige que todas las únidades eólicas nuevas tengan estas características. GE fabrica).

Precios del Mercado Spot en Houston (US$/MWh)en un mismo día

Respuesta de Frecuencia de las Interconexiones de USA (2002-2008)

PERFILES TIPICOS DE FRECUENCIA Y ESTADISTICAS DE EVENTOS CRITICOS PARA IDENTIFICAR PROBLEMAS DE CONTROL DE FRECUENCIA

𝐶𝐼=𝑚𝑒𝑎𝑛± 𝑡(𝑛−1,1−

𝛼2

)

𝑠𝑑√𝑛

Análisis Estadístico Detallado Mediante Box-Plots

Soluciones y Aplicaciones para Analizar y Definir Acciones a Problemas de

Control de Frecuencia

Soluciones y Aplicaciones para Problemas deControl de Frequencia

Definicion deEstandars para

Control Secundario

Aplicacion paraDistribuir Alarms

Inteligentes en TiempoReal

Aplicacion paraMonitorear Control

Secundario enTiempoReal

ControlSecondario

Definicion deEstandars para

Control Primario

Aplicacion paraDistribuir Alarms

Inteligentes en TiempoReal

Aplicacion paraCollectar Frequenciaen Alta Resolucion,

Monitorear y Analizar

Aplicacion paraIdentificar Eventos

Criticos de Frequenciapara Analizar y Definir

Standards

ControlPrimario

Definicion deStandards y GuiasOperacionales paraManejar Reservas

ControlTerciario

SOLUCIONES YAPLICACIONES PARA

MONITOREAR,ANALIZAR Y DEFINIR

ACCIONES PARAPROBLEMAS DE

CONTROL DEFREQUENCIA

Procesos para Definir Estándares para Control Primario

Determinación de Obligación de Respuesta de Frecuencia para las Interconexiones (IFRO) (I)

Interconnection Largest (N-2)MW

Largest PlantMW

Largest Resource event in last 10 years

MW

I1 3,854 3,524 4,500I2 2,740 3,575 5,000I3 2,750 2,750 3,400

(2) Determinación del máximo Δ f

(a) Debe protegerse a cada interconexión de la mayor “excursión” de frecuencia que no active sus relés de desconexión por baja frecuencia (59.7 Hz para la Interconexión Este, un poco mayor que 59.5);

(b) Estadísticamente se calculan un “margen natural” de variación de la frecuencia, referido a una confiabilidad de “un día en 10 años”. Se redondea a 0.060 Hz. El segundo margen compensa por diferencias entre las frecuencias de los puntos B y C, debidas a que las BA miden con SCADA y la frecuencia con PMU. Resulta ser 0.008. Total, 0.68;

(c) Δf = 60.000 – 59.700 - .068 = 0.232;

(1) Definición de “evento” de pérdida de generación (= mayor contingencia que la I/C puede “manejar”);

Ajuste de “Power Law” a Eventos de Pérdida de Generación

Power Law: Pr (X ≥ x) = (x / Xmin)- α + 1 se ajusta con base en datos históricos;

103

104

10-3

10-2

10-1

100

Pr(

X

x)

x

Evento(MW)

Probabilidad de Ocurrencia

P

1 – P

5,000 0.01890 0.9811

6,000 0.00428 0.9957

7,000 0.00121 0.9988

8,000 0.00041 0.9996

Se ajusta “Power Law” a la cola y normal al resto;Entonces la probabilidad de obervar un evento de 5000 MW es menos de 5%, es decir, no será observado con probabilidad de al menos 95%

Determinación de Obligación de Respuesta de Frecuencia para las Interconexiones (IFRO) (II)

Finalmente, IFRO = - 4500/2.32 = - 1,940 MW (=0.321% de la carga total)

60

59.7

0.232

.300

0.068 = 0.060+0.008

Estándar de Respuesta de Frecuencia (FERC y NERC – 2013)

FR = MW/0.1 Hz; se usa la mediana de los eventos de frecuencia reportados en un año dado.

Procedimiento para determinar Estándar de FR

• CERTS propone standard, basado en gráficas históricas (ver EI);• Comité analiza y elabora propuesta;• FERC aprueba/rechaza propuesta;• Se trata de que haya unos 25 a 30 eventos por año;• Con base en la frecuencia, NERC determina la obligación de frecuencia

de la interconexión , FRO;• Con base en la FRO de la I/C, NERC calcula las obligaciones de las BA, a

pro-rata de su (Generación Anual + Demanda Anual) (MWH);• Nota1: Balancing Authority = Control Area, anteriormente, una

compañía, ahora puede ser un generador. Debe satisfacer condiciones de NERC;

• Nota 2: La frecuencia a la cual se activan los reles de baja frecuencia en la Interconexión bajo estudio se supone igual a 59.7 Hz;

Value B = 59.906

Freq. C = 59.868

T(0)

Value A = 59.97659.90

59.95

60.00

60.05

10:50 10:55 11:00 11:05

Hour: Min

59.86

59.88

59.90

59.92

59.94

59.96

59.98

60.00

10:49:45 10:50:00 10:50:15 10:50:30 10:50:45 10:51:00 10:51:15 10:51:30 10:51:45 10:52:00

Freq(B-A)= -69, Freq(C-A)= -108, Actual Loss [MW]= 1150, Estimated Loss [MW]= 1279

3

CRITERIOS PARA IDENTIFICAR EVENTOS (CONTINGENCIAS) DE GENERACION Y CARGA

Criteria 1 (2010) – Events in black color in monthly report

Criteria 3 (2013) – Events in yellow color in monthly report: I1: If frequency delta is greater than 30 mHz and the lowest frequency is below 59.96 Hz within the same 15- sec. window.I3: If lowest frequency is below 59.90 Hz or highest frequency is above 60.10 Hz in a 15-sec. window.

Criteria 2 (2011) – Events in pink color in monthly report:Events reported by NERC SA Group

Rolling 15 sec.window

Max Point

FrequencyDelta

Min Point

Criterio 1: Para cualquier período rodante de 15 segundos, Δ f (= max – min) debe ser inferior a 40 mHz para EI, 70 mHz para WECC, 90 mHz para ERCOT y 300 mHz para HQ

Necesidades Informáticas para Suportar Estándares de Control Primario y Monitorear

Cumplimiento con el Estándard

Necesidades Informáticas

• Se requiere manejo masivo de datos (big data) para identificar eventos (cada segundo hay 30 mediciones de PMUs; alrededor de 78 millones de mediciones por mes por interconexión; deben guardarse para 10 años ~ 9.46 mil millones de records por PMU);

• Proporcionamos ejemplos de reportes y de estructura informática requerida;

5

FREQUENCY PROFILES – ASR MONTHLY EVENTS REPORT

3

OVERVIEW – ASR DATA ARCHITECTURE WITH PRIMARY AND SECONDARY BACKUPS FOR CREATING RELIABIITY PERFORMANCE REPORTS 09.23.13

.

10

5 - 10 Minutes per month4 - 10 Minutes per month

7 - 10 Minutes per month

2 - 5 Minutes per month-

20 - 53 Minutes per month

OBJECTIVE – Join 4 1-min SCADA files (include in

Net ACE)using 5 variables require for estimating

MWLoss and Frequency Response in function 5.

OBJECTIVE - Create and save two event reports. A first for comparing with EPG (all events) and a second with only good data quality events for

delivering to NERC.

OBJECTIVE – Identify data outliers, filter and separate

events with bad data, create and archive ASR Events Master use for performance analysis and for producing customer

reports in Function 6.

OBJECTIVE - Identify intercons generation and

load frequency events and create and save 2, 15 minutes data with 1-sec.

resolution for each event.

OBJECTIVE - Convert from CSV to XDF highly compress format extending the XDF

with lagging parameters for using in Function 3.

Customer Data

Multi-year 1- second PMU

data, 10 second and 1- minute

SCADA CSV data, NERC-FWG,

MISO, EPG and CPS2 lists.

ASR FTPco\FTP MISO\

Interc_Events_1SecData

\2013\EI,Interc_Events_10

SecData\2013\EI,

Interc_Events_1MinData\2013\EI

XDF_ext(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_ext_fromAS1.xdf

1-Minute Ext. Data CSV

(ASR-Dropbox)ASR_Events_All\

ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\

ewth_ext1mindata_2013jan2jan_fromAS3.csv

ASR Events Master CSV (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_ASRmaster_

fromAS4.csv

ASR Master NERC Rdata (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_mastereven

Ts_NERC_fromAS4.RData

Rdata Events 15min.

(ASR-Dropbox)ASR_Events_All\

ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013

jan2jan_events_15min_fromAS2.RData

Rdata Events 2min.

(ASR-Dropbox)ASR_Events_All\

ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\

ewth_2013jan2jan_events _2min

_fromAS2.RData

1sec. resolution

Report NERC(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_Events_Montly_Reports_to

_EPG_NERC_fromEPG\ASR_Monthly_Reports_to_

NERC\NERC_report_jan2013_

ProduceBy_ASR.pdf

Report EPG(ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_Events_Montly_Reports_to

_EPG_NERC_fromEPG\ASR_Monthly_Reports_to_EPG\EPG_report_jan2013_

ProduceBy_ASR.pdf

1min.

ASR Function3Library(ASR.Reports)

AS2(dir,year,from_period,to_period,from_month,to_month,Eastern,Western,Hydro_Queb

ec,ERCOT).

11

ASR Function6Library(ASR.Reports)

AS5(dir, month, year).

ASR Function5Library(ASR.Reports)AS4(from_month,to_

month,from_year,to_year,last_file_from,EPG_list,NERC_list,MISO_l

ist, dir).

ASR Function4Library(ASR.Reports)

AS3(from_month_file,to_month_file,from_month,to_month,year,dir,merged,read_ftp).

ASR Function2Library(ASR.Reports)

AS1(dir,year,from_month,to_month,month_select,Eastern,Western,Hydro_Quebec,ERC

OT,read_ftp).

ASR DropboxNERC_EPG_MISO

_Input_Data\NERC_1Second_P

MU_Data, NERC_10

Second_SCADA_Data, NERC_1

Minute_SCADA_Data

10-sec.,1min. resolutions

OBJECTIVE - Collect customer multi-year data

and securily archive in ASR

FTPco & Dropbox

ASR Function1Change names of zip file and csv file within zip file and securely locate in

ASR FTPco or Dropbox (Filezilla)

ProductionReports

OVERVIEW - ASR BIG-DATA STRUCTURE AND PROCESSES FOR CREATING MONTHLY NERC EVENTS REPORTS 09.23.13

CONFIDENTIAL - Do Not Copy or Route Without Written ASR Authorizatvion

10 - 20 Minutes

NERC-FWG, MISO, EPG and CPS2 lists

ASR Master EPG Rdata (ASR-Dropbox)

ASR_Events_All\ASR_AS1toAS5_Out_Data\Events_Out_Data_2013\

Events_Out_Data_EWTH\January\ewth_2013jan2jan_mastereven

Ts_EPG_fromAS4.RData

OVERVIEW - PROCESSES FOR PRODUCING EVENTS REPORTSAND STATISTICS FOR ANALYSIS- Revision:10.01.13

PROCESS 1 Prepare-Filter Customer

Phasor/SCADA Data

PROCESS 2Data

Compression

PROCESS 3Identify

Candidate Events

PROCESS 4Align with 1-minute

SCADA Data

PROCESS 5Filter Bad Events Due to Bad Data

PROCESS 6Produce Two

Events Reports

PROCESS 7Statistics for

Input Data (XDF)

PROCESS 8Statistics for Interim

Data (RData)

PROCESS 9Statistics for Events

Parameters (Master)

NOTES: Details of Each Process in Slide 5.

Funciones en Transparencia Anterior

• Recolección de información y colocación en servidores;• Compresión de información: 5 años;• Identificación de Criterios 1, 2 y 3. Se seleccionan así

900 segundos por evento y se reduce considerablemente el tamaño de los archivos;

• Se complementa la información con la que proviene de los SCADA y se alinean los archivos;

• Conformación de archivos .csv que incuyan 1 evento por línea, con todos sus parámetros.

• (Mayores detalles en www.asresearchers.com)

Referencias

• Página web de NERC: www.nerc.com• Página web de FERC: www.ferc.gov• Página web de CERTS: www.certs.lbl.gov• Página web de ASR: www.asresearchers.com• “Wide area reliability automated reports using

phasor and SCADA measurements and a model-less approach” IEEE July 2011 C. Martinez, M. Mirheydar, A. Dominguez-García, P. Sauer