Impacto de la reducción de la generación síncrona en la estabilidad del sistema eléctrico continental europeo

Abstract

La transición energética de un modelo basado mayoritariamente en combustibles fósiles a un modelo de generación renovable basado en los recursos energéticos que ese encuentran en abundancia en el planeta es fundamental para alcanzar los objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas para 2030.

Dicho lo cual esta transformación radical de los sistemas eléctricos presenta grandes desafíos en una variedad de aspectos. Este TFM se centra en los aspectos físicos de la red concernientes a la estabilidad de frecuencia.

La estabilidad está centrada en la capacidad de los sistemas eléctricos en volver al punto de equilibrio estable original o alcanzar un nuevo punto de equilibrio estable tras la ocurrencia de una perturbación.

La estabilidad de frecuencia está controlada por una serie de lazos de regulación que se encargan de mantener la frecuencia en su valor nominal. Esta regulación instantánea se realiza a través de la inercia rotacional de los generadores síncronos conectados a la red. Ante cualquier tipo de contingencias la inercia responde al incidente aportando o recibiendo energía de la red. En los generadores asíncronos conectados a la red mediante inversores no existe esta inercia por lo que a priori no es posible realizar la regulación primaria. En pequeña proporción el sistema eléctrico actual podría hacer frente a esta pérdida de inercia, pero en grandes proporciones es necesario evaluar la viabilidad. Es aquí donde entra este TFM.

Para evaluar este problema, se han utilizado dos modelos: sistema eléctrico europeo de ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) simulado con PSSE y un modelo simplificado en MATLAB. Estos modelos se han simulado para tres casos: Referencia, reducción de generación síncrona en España y reducción de generación síncrona en Europa. Tanto para el caso español como el europeo, se han convertido todas aquellas máquinas con potencia nominal inferior a 600 MW. Asimismo, cada uno de estos tres casos se ha evaluado con estatismo de 5% y 35% para comparar los resultados entre sí.

Conviene mencionar que el modelo simplificado de la red europea se ha modelado correctamente y presenta dinámicas y resultados muy similares al modelo detallado europeo proveniente de ENTSO-E.

Los casos estudiados con el estatismo del 5% reflejan oscilaciones de frecuencia muy amortiguadas y alejadas de los límites de seguridad del operador que establece en 800 mHz y 200 mHz para variación máxima y variación de frecuencia en régimen permanente respectivamente.

Sin embargo, para el estatismo original (35%) el modelo detallado converge para los casos de Referencia y de España, pero presenta problemas de estabilidad para los casos más drásticos con reducciones de generación síncrona por encima del 40%. Este último caso estaría muy ligado a un problema de estabilidad de ángulo.

No obstante, se puede concluir que los resultados obtenidos demuestran que la integración de generación renovable en el sistema es posible en determinadas condiciones y siempre y cuando se realice de manera ordenada y progresiva siendo controlada en todo momento por el operador de la red.

Una investigación más en profundidad es necesaria para determinar con precisión las causas de inestabilidad para el estatismo original en el caso de reducción síncrona en Europa.

The energy transition from a model based primarily in fossil fuels into a model based in renewable energy based on the natural resource that the Earth provides is essential to reach the sustainable development goals imposed by the United Nations for 2030. This radical transformation in the electric systems presents huge challenges from a wide variety of aspects. This document focus on the aspects related to the grid and its stability issues.

The stability is based on the capacity of the electric grid to recover and come back to the original equilibrium or other equilibrium after an incidence has occurred in the system. The stability of frequency is controlled by three different units depending on the speed of the response in charge of keeping the frequency in the nominal value. The unit in charge of the instant response is executed thanks to the inertia stored in the rotation of the generators connected to the grid. In case of a incidence, the inertia of the system quickly responds providing or taking energy from the grid stabilizing the system.

Nonetheless, the renewal generation does not possess inertia because the generation is based on inverters connected to the grid so apparently instant regulation to control frequency is not possible. In small quantities, the electric system is capable of controlling the frequency but in big proportions, the stability is not guaranteed at all. This document tries to estimate the maximum amount of renewable energy permitted in the system without risk in the stability.

To evaluate the problem, two models have been used. Firstly, the European electric system named ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) simulated with a software called PSSE and secondly a simplified model based on MATLAB/Simulink.

These two models have been simulated in three different scenarios: reference, reduction in synchronous generation in Spain and reduction in synchronous generation in Europe. In the Spanish and European scenarios, those generators whose nominal power is below 600 MW have been converted into renewable generation. Likewise, every scenario is evaluated with two different droops of 5% and 35%.

Moreover, it is essential to mention that the simplified model of the European grid performs very well and shows dynamics and results very similar to the detailed model provided by ENTSO-E.

The scenarios executed with a 5% droop reflect that oscillations of frequency are much damped and far away from the security limits of the operator of the system of 200 mHz and 800 mHz for maximum and permanent variation respectively.

However, for a 35% droop the detailed model keeps equilibrium for the scenarios of Reference and Spain but shows stability issues for the European one (Up to 40% conversion of generators). This scenario would be highly influenced by a problem of angle stability.

Nevertheless, we can conclude that the results obtained prove that integration of renewable generation in the system is feasible in specific conditions if done in order and under controlled of the grid operator.

Further investigation is required to determine precisely the causes of instability for the original droop in the ENTSO-E model for the reduction of synchronous generation in Europe.