Esquemas especiales de protección del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN):

Esquemas de rechazo automático de carga y desconexión automática de generación - Año 2007

Parte I: Conceptos Fundamentales, Modelo Matemático del SEIN y Criterios de Diseño Daniel Rodríguez C. Roberto Ramirez A. Juan Carlos Pino G.

ESquEMAS ESPECIAlES DE PRotECCIóN DEl SIStEMA EléCtRICo INtERCoNECtADo NACIoNAl (SEIN): ESquEMAS DE REChAzo AutoMátICo DE CARGA y DESCoNExIóN AutoMátICA DE GENERACIóN - Año 2007 PARtE I: CoNCEPtoS FuNDAMENtAlES, MoDElo MAtEMátICo DEl SEIN y CRItERIoS DE DISEño Primera edición digital

Julio, 2011 lima - Perú

©Daniel Rodríguez C., Roberto Ramirez A. Juan Carlos Pino G. PRoyECto lIBRo DIGItAl PlD 0144 Editor: Víctor lópez Guzmán

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PRoyECto lIBRo DIGItAl (PlD)

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de investigación de las alumnas y alumnos tomando como base el libro digital y las direcciones electrónicas recomendadas. • Que este proyecto ayude a las universidades nacionales en las acreditaciones internacionales y mejorar la sustentación de sus presupuestos anuales en el Congreso. En el aspecto legal: • Las autoras o autores ceden sus derechos para esta edición digital, sin perder su autoría, permitiendo que su obra sea puesta en internet como descarga gratuita. • Las autoras o autores pueden hacer nuevas ediciones basadas o no en esta versión digital.

Lima - Perú, enero del 2011 “El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

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Esquemas especiales de protección del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN): Esquemas de rechazo automático de carga y desconexión automática de generación - Año 2007 Parte I: Conceptos Fundamentales, Modelo Matemático del SEIN y Criterios de Diseño Daniel Rodríguez C.

Roberto Ramirez A.

Juan Carlos Pino G.

Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Resumen.- En el presente trabajo se describe algunos de los problemas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú que han requerido que el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) estudie, desarrolle y aplique esquemas especiales de protección para prevenir las inestabilidades o para controlar el comportamiento del sistema luego de grandes perturbaciones que podrían conducir a grandes pérdidas de carga y/o al colapso del sistema. Se describe el modelo actual del SEIN utilizado en los análisis del sistema eléctrico y los criterios utilizados en el diseño de los esquemas especiales de protección del SEIN.

1.

Introducción

Los sistemas eléctricos de potencia aislados se construyen como unidades autosuficientes en las cuales la potencia producida está ajustada al consumo de las cargas. Por lo tanto, en el caso de una falla severa, el colapso de estos sistemas es inevitable y lleva a un blackout total y la interrupción del suministro a todos los consumidores. Sin embargo, la reposición de todo el sistema y la sincronización de sus generadores resulta relativamente fácil debido a su tamaño pequeño. Sin embargo, al interconectarse estos sistemas aislados para alimentar una demanda de potencia mayor y que inclusive esté en proceso de incremento, se obtienen sistemas de potencia de mayor tamaño y complejidad. En ese sentido, al operar un sistema eléctrico disperso en toda la geografía de un determinado país, como lo es el caso del SEIN, se presentan nuevos fenómenos, que ponen en peligro la operación normal del sistema eléctrico. Se mencionan algunos fenómenos que se pusieron en evidencia y otros que se acentuaron, luego de la conformación del SEIN a partir de la interconexión de los sistemas eléctricos CentroNorte y Sur, con la puesta en servicio de la línea de transmisión de 220 kV Mantaro-CotaruseSocabaya en el año 2000. Entre ellos se puede resumir:

• Modos electromecánicos de oscilación locales e ínter área con muy bajo amortiguamiento (inestabilidad de estado estacionario o de pequeña señal), debido a la ubicación de algunas centrales respecto de los centros de carga, que presentaban elevadas reactancias externas. • Tipo no adecuado de los estabilizadores de sistemas de potencia (PSS) e inadecuados ajustes de sus ganancias [1], [2], [3], [4] y [5]. • Condiciones de muy bajo torque sincronizante en centrales del sistema Sur, provocadas por reactancias externas muy grandes y por la operación subexcitada de los generadores, como consecuencia de la operación de líneas de gran longitud no compensadas. Por estas razones, ante ciertos eventos se presentaba pérdidas de sincronismo. En la referencia [6] se pusieron en evidencia estos problemas de estabilidad transitoria, remarcándose como factor crítico las bajas constantes de inercia de las centrales hidroeléctricas en este sistema. • Problemas de estabilidad de la frecuencia, incentivados por la estructura radial del SEIN, que presenta áreas operativas que se conectan mediante un solo enlace transmisión. Dependiendo de la condición hidrológica, los flujos de potencia por estas

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líneas de interconexión pueden adoptar diferentes direcciones y un evento que ocasione una desconexión definitiva del enlace produce subfrecuencias o sobrefrecuencias, en las áreas importadoras y exportadoras, respectivamente. • Con el crecimiento de la demanda en Lima, ante la indisponibilidad de alguna central de generación térmica importante, se genera un escenario de operación en el cual la potencia se transmite hacia Lima por las líneas de transmisión asociadas al Complejo Hidroeléctrico del Mantaro. Al operar estas líneas por encima de su potencia natural, aparece un consumo de potencia reactiva que provoca disminuciones importantes en la tensión en el sistema de 220 kV y el riesgo de un colapso por inestabilidad de tensión. Por las razones mencionadas, cuando se presenta una condición anormal de operación o una determinada falla no es eliminada de manera oportuna, sus efectos se pueden propagar y pueden configurar un escenario catastrófico que puede conducir, no solo al desmembramiento del SEIN, sino al colapso de los sistemas aislados que se conforman. Por ello, en las versiones de 1999 y 2005 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), se establece la obligación del COES de realizar anualmente un estudio para establecer los esquemas de rechazo automático de carga, reconexión automática de carga y desconexiones automáticas de generación, para prever situaciones de inestabilidad de la frecuencia y de la tensión [8]. Con las restricciones que impone el sistema de transmisión y los recursos de generación existentes, a los cuales se superpone el crecimiento sostenido de la demanda, el SEIN opera muy cerca de sus límites por estabilidad [9]. En la referencia [10] se define al Esquema Especial de Protección (Special Protection Scheme) como «un esquema de protección que se diseña para detectar una condición particular del sistema que se sabe provoca un esfuerzo inusual al sistema de potencia y requiere la toma de un cierto tipo de acción predeterminada para contrarrestar la condición observada de una manera controlada. En algunos casos, los Esquemas Especiales de Protección se diseñan para detectar una condición del sistema que se sabe causa inestabilidad, sobrecarga, o colapso de la tensión. Las acciones prescritas pueden requerir la apertura de una o más líneas, la desconexión (disparo) de generadores, incremento «ramping» de las

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transferencias de la energía en enlaces HVDC, rechazo o desconexión intencional de la carga u otras medidas que alivien el problema detectado». Se remarca que los tipos comunes de protección de las líneas y subestaciones, no están incluidos en estos Esquemas Especiales de Protección (EEP). Por lo tanto, los EEP de interés son aquellos diseñados para mantener la estabilidad del SEP (o en todo caso para prevenir la inestabilidad), o para controlar el comportamiento del sistema luego de grandes perturbaciones, que en otro caso pueden provocar grandes pérdidas de carga y/o el colapso del sistema. Como Esquemas Especiales de Protección generales se puede considerar [10]: • Esquemas de frenado dinámico. • Control discreto del forzamiento del campo en el sistema de excitación. • Esquema de separación controlada de sistemas. • Esquemas de rechazo de carga. • Esquemas de inserción de capacitores en serie. • Cierre rápido de válvulas (fast valving). • Esquemas de desconexión automática de generadores. • Controles discretos en sistemas HVDC. De acuerdo a la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), los Esquemas Especiales de Protección que el COES debe establecer anualmente son: • Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF). • Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia (EDAGSF). • Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión (ERACMT). Se debe mencionar que desde el año 2003, el COES viene realizando estudios de Rechazo de Carga/Generación del SEIN [11], [12], [13] y [14], para definir las especificaciones técnicas y los ajustes de estos Esquemas Especiales de Protección del SEIN. En el presente trabajo se muestra un resumen del estudio que realizó el COES durante el año 2006 [14] para establecer los Esquemas Especiales de Protección del SEIN, vigentes desde el 1 de enero del 2007.

Memorias - XVII CONIMERA

2.

Modelamiento del SEIN

Para la realización de estudios de sistemas eléctricos de potencia, con la finalidad de que los resultados y conclusiones que se obtengan puedan tener utilidad y aplicación práctica en la operación del SEIN, es necesario contar con un modelo que represente al sistema de potencia de manera apropiada, tanto en la operación en estado estacionario, como en el análisis de los transitorios. Si el modelo del SEIN que se emplea es muy optimista, entonces se tendrá resultados con los cuales se sobrestima el comportamiento del sistema y se corre el riesgo de operar en algún punto en el cual colapse ante un evento. Por otro lado, si se utiliza un modelo pesimista, se podrían tomar decisiones durante la operación para limitar innecesariamente la operación de los equipos, provocando sobrecostos operativos. Por lo mencionado, es necesario tener un modelo adecuado y actualizado, que pueda representar los fenómenos que se quiere estudiar. A continuación se da una breve descripción de lo realizado para obtener una base de datos y modelos adecuados para la realización de los estudios, para la definición de los EEP.

de Carga y Desconexión Automática de Generación.

2.1 Modelo de Estado Estacionario Como punto de partida para lograr un modelo adecuado, es necesario que mediante la simulación se pueda reproducir la operación del sistema para días y horas seleccionadas. Es decir que se obtenga, con aceptable aproximación, los flujos de potencia por las líneas de transmisión y los niveles de tensión del sistema. De esta manera se pone en evidencia eventuales errores en los parámetros de los diferentes equipos y se puede verificar los modelos siguientes: • Modelos de las cargas dependientes de la tensión. • Operación de los transformadores de potencia con regulación automática bajo carga. • Limitadores de los reguladores de tensión de las unidades de generación. • Limitadores de los equipos de compensación reactiva.

El modelo dinámico del SEIN fue revisado en el COES en el año 2003, se implementó en formato PSS/E [11] y fue concebido para representar prácticamente toda la red del SEIN. Los modelos adoptados para la red y sus componentes tenían suficiente detalle para mostrar todos los fenómenos que se buscaba representar, ya sea en los análisis de estado estacionario como para las simulaciones del comportamiento transitorio del sistema ante eventos que provocasen variaciones importantes en la frecuencia.

Para ello es necesario representar escenarios de operación en los cuales se tuvo niveles anormales de tensión.

En el año 2004, este modelo fue convertido al formato del software DIgSILENT Power Factory y se utilizó en la referencia [12]. De acuerdo a los resultados obtenidos en [15], este modelo fue nuevamente actualizado para su utilización en el año 2005 [13]. Para el estudio del año 2006 [14], que se resume en el presente trabajo, se actualizó el archivo DIgSILENT con el modelamiento de los nuevos proyectos que ingresarían hasta el año 2007.

En este punto se pone énfasis a los modelos con referencia a las variaciones de frecuencia, como también a los de tensión. Los modelos representados en el software DIgSILENT, corresponden en su mayoría a modelos obtenidos mediante pruebas en el campo [1, 2, 3, 4, 5, 15].

En las referencias [13] y [14] se realizaron ajustes a los modelos del DIgSILENT, cuya descripción se muestra a continuación, con el fin de tener una base de datos y modelos aceptables para la realización de los estudios para las protecciones especiales de Rechazo Automático

Con el modelo de estado estacionario se asegura obtener resultados confiables en el estudio, especialmente en la estimación de la tensión de colapso.

2.2 Modelo Dinámico

Para los estudios de estabilidad angular y de frecuencia (rechazo de carga y desconexión de generación), fue necesario simular eventos que provocasen desequilibrios entre la oferta y demanda de potencia. Para probar y consolidar el modelo dinámico del SEIN, se representó eventos en los que ocurrió una pérdida de generación o de carga importante y que no hubiese activado los esquemas de rechazo automático de carga o desconexión automática de generación. En ese

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sentido, se elaboró el modelo de las cargas para tres escenarios de demanda del SEIN (mínima, media y máxima demanda), considerando las características particulares de sus áreas operativas (Norte, Centro-Costa, Centro-Sierra, Sur-Costa y Sur-Sierra).

En las Figuras 2.1 y 2.2 se muestra los resultados de dos de las verificaciones realizadas en los estudios de rechazo de carga/generación del SEIN para los años 2006 y 2007 [13 y 14].

En virtud a que el periodo de interés para las simulaciones de rechazo de carga o desconexión de generación cubren hasta la actuación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF), se tiene tres criterios de aproximación entre los resultados de las simulaciones y los registros de frecuencia de los eventos seleccionados para validar el modelo de las cargas. Los criterios de aproximación son: la pendiente, los valores mínimo y máximo de la frecuencia y el valor final de la frecuencia. Por lo tanto, en la validación del modelo dinámico respecto a la frecuencia, en primer lugar se verificó el valor final de la frecuencia, el cual se obtuvo evaluando el estatismo del sistema, considerando las unidades generadoras que participaban en la RPF del SEIN [16]. Luego se verificó la pendiente de la caída de la frecuencia, evaluando las constantes de inercia de las unidades de generación y de los motores síncronos y asíncronos representados en el modelo del SEIN y el efecto sobre la frecuencia del modelo de las cargas. Finalmente, se verificó la frecuencia transitoria mínima registrada en el evento, mediante un proceso de modificación en el modelo de las cargas. El modelo dinámico de carga disponible en el DIgSILENT es el siguiente: ∆PL = K PV * ∆V + K PF * ∆f

(2.1)

Figura 2.2: Pérdida de generación de 152 MW

Para la verificación de los modelos dinámicos referentes a la tensión, complementarios a los realizados en el modelo de estado estacionario, se efectuó una comprobación similar a la mencionada anteriormente, representando eventos en los cuales ocurrieron bajas tensiones, evaluando y verificando los modelos de los reguladores de tensión de los generadores, de los transformadores de potencia con regulación automática bajo carga y otros equipos.

3.

Esquema de Rechazo Automático de Carga por Minima Frecuencia

3.1 Estabilidad de la Frecuencia

∆QL = K QV * ∆V + K QF * ∆f

(2.2) donde: KPV, KPF, KQV y KQF son coeficientes que representan la dependencia de la carga con las variaciones de tensión y frecuencia.

Es la habilidad del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) para mantener frecuencias estacionarias luego de severos eventos que provocan desbalances entre la generación y la carga del sistema. Depende de la habilidad para mantener o recobrar el equilibrio entre la generación y la carga, con un mínimo de pérdida de carga no intencional. La inestabilidad se presenta con oscilaciones sostenidas de la frecuencia que provocan la desconexión de unidades de generación y/o cargas, y la formación de sistemas aislados (islas). Para hacer frente a un déficit de potencia provocado por un determinado evento, en el SEP debe utilizarse:

Figura 2.1 Pérdida de generación de 82 MW

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(i) Reserva de las masas rotantes (energía cinética de la inercia del sistema), cuya

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actuación es inmediata y evita por unos instantes que la frecuencia varíe. Esta característica del SEP está determinada por la constante de inercia total del sistema. (ii) Regulación primaria de frecuencia, cuya actuación se produce luego de algunos segundos hasta los primeros minutos. Compensa parte de la potencia perdida mediante la acción local de los reguladores de velocidad de las unidades de generación. (iii) Regulación secundaria de frecuencia, cuya actuación se manifiesta luego de varios minutos. Este tipo de regulación asume la restitución de la potencia perdida debido al evento. A esta capacidad del SEP se añade el efecto amortiguante, dado por la dependencia de la carga con las variaciones de la frecuencia. Dependiendo de la severidad del evento, debido al tiempo de respuesta de la regulación de frecuencia será necesario proveer al SEP de la actuación de un esquema especial de protección EEP, cuya actuación se desarrolle en los primeros instantes del disturbio, antes de que la regulación de frecuencia actúe. El fenómeno transitorio de frecuencia se puede explicar mediante la ecuación dinámica para una máquina equivalente conectada a una barra infinita [17], que se transcribe en (4.1):

H⋅

dw w = PG ⋅ (2wn − w) 2 − D(w ) ⋅ PL (4.1) dt wn

el incremento de la energía cinética de las masas rotantes conectadas al sistema. El término D(w ) ⋅ PL del lado derecho de la ecuación (4.1) representa la componente amortiguante de la carga ante las variaciones de la frecuencia. Es decir, cuando la frecuencia cae la carga disminuye y cuando la frecuencia aumenta la carga se incrementa. En el caso de que P G sea grande, la frecuencia puede seguir disminuyendo y como no ha transcurrido el tiempo necesario para que la regulación de la frecuencia sea efectiva o no sea suficiente, se corre el riesgo de que la frecuencia alcance los valores de actuación de las protecciones de baja frecuencia de las unidades generación, con lo cual continúa la caída de la frecuencia (o se incrementa el desbalance de potencia) y se produce un colapso del sistema de potencia. Para evitar el colapso del sistema por frecuencia, es necesario tomar una acción para detener la caída de frecuencia y de ser necesario revertirla. Existen dos formas de amortiguar o cambiar la caída de frecuencia; aumentando la potencia generada de las unidades de generación o disminuyendo la demanda. Debido a la naturaleza del problema se descarta la opción de aumentar la potencia de generación, entonces la solución a este problema es disminuir la demanda mediante una desconexión automática de carga, para que la respuesta sea rápida. Se ha reproducido el comportamiento de la frecuencia en el evento del 12.08.2006 (Falla en la línea L-2218 Campo Armiño – Pachachaca), que provocó una desconexión total de generación de 970 MW en el SEIN.

donde: EVOLUCION DE LA FRECUENCIA ANTE UN GRAN EVENTO

H: w: wn : PG :

(Kg/m 2 )

Inercia total del sistema (generadores-turbinas y motores). frecuencia angular en rad/s.

60,5 Frecuencia (Hz) 60,0 59,5 59,0

frecuencia angular nominal en rad/s. desconexión de generación aen W.

58,5 58,0 57,5

PL : demanda aen W. D(w ) : coeficiente de amortiguamiento de la carga. Entonces, ante una pérdida de generación en el sistema se presenta un desbalance en el primer término del lado derecho de la ecuación (4.1), que se traduce en la variación de las velocidades de las masas rotantes (w) y provoca

tiempo (ms)

57,0 300

400

500

600 con ERACMF

700

800

900

1000

sin ERACMF

Figura 3.1 Evolución de la frecuencia ante una gran pérdida de generación (970 MW)

En la Figura 3.1 se compara el comportamiento de la frecuencia durante el evento, respecto

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al caso en que el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF) no hubiera actuado en el SEIN. Se aprecia que con la actuación del ERACMF, la frecuencia se recupera a valores aceptables, tal como se reporta en el análisis del evento [18]. Sin embargo, en el caso que no hubiera actuado el ERACMF, la frecuencia en el SEIN hubiese continuado descendiendo, con el riesgo de llegar a los valores de arranque y disparo de las protecciones de baja frecuencia de las unidades generación, con cual se hubiera producido un colapso inaceptable del SEIN. Entonces el Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia (ERACMF), es un método común y efectivo para controlar la frecuencia del SEP dentro de sus límites y mantener la estabilidad del Sistema ante situaciones críticas [19]. Los casos de pérdida de la estabilidad por frecuencia se han presentado por desconexiones de unidades de generación a consecuencia de la actuación de sus protecciones de frecuencia, debido a prolongadas variaciones o a valores extremos de frecuencia. Este es un problema común que ocurre principalmente en sistemas eléctricos de potencia radiales, similares al SEIN. La actuación de las protecciones por desviaciones de la frecuencia en unidades de generación, se fundamenta en que éstas no pueden operar dentro de ciertos valores de frecuencia por determinados tiempos [20], ya que se excitan modos de vibración que multiplican los esfuerzos en los alabes de algunas turbinas, ocasionándoles daños irreversibles perjudicando su vida útil. Por lo expuesto, se deduce que un ERACMF debe considerar las restricciones de las turbinas de las unidades de generación cuando operar con magnitudes de frecuencia fuera de su valor nominal. Entre las técnicas comunes utilizadas para implementar un ERACMF se puede mencionar [21]: a) ERACMF con interruptor enclavado, cuya operación se produce al recibir una señal de pérdida de una interconexión o por la desconexión de una central o unidad de generación. Tiene como inconveniente de que sólo cuenta con un estado de rechazo de carga, por lo que la cantidad rechazada no es la óptima, además de depender de un sistema de comunicación. Este tipo de esquema puede ser usado donde la velocidad de actuación es necesaria para evitar que un sistema colapse.

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b) ERACMF con relés de mínima frecuencia, de uso común y general en SEP tanto pequeños como de gran tamaño. Su operación se produce cuando la frecuencia está por debajo de cierto valor (umbral) durante cierto tiempo (temporización). En este tipo de protección la magnitud de carga a rechazar podría ser insuficiente o excesiva. c) ERACMF centralizado mediante un Controlador Lógico Programable (PLC), dotado de cierta inteligencia para realizar cálculos rápidos para estimar la severidad del evento y ejecutar el disparo de ciertos alimentadores. Se caracteriza por ser rápido y más exacto en la cantidad de carga a rechazar. Sin embargo, sus desventajas radican en su dependencia del sistema de comunicaciones, el cual debido al territorio que abarca el sistema peruano, daría poca confiabilidad. Además de estas técnicas, existe el rechazo automático de carga por derivada de la frecuencia, como complemento a los relés de mínima frecuencia por umbral, con la finalidad de agilizar la respuesta del rechazo de carga ante eventos severos [17], [22]. El principio del rechazo de carga por derivada de frecuencia es que el valor de la pendiente representa de manera directa la severidad del evento. Por lo mencionado, el ERACMF más conveniente para el SEIN es el constituido por relés de mínima frecuencia y derivada de frecuencia. Un ERACMF con interruptor enclavado se usaría para SEP no tan complejos como el SEIN y ERACMF centralizado en un PLC sería poco confiable, debido a la extensión del territorio que cubre el SEIN.

3.2 Criterios de Diseño de un ERACMF En el diseño de un ERACMF se debe considerar los siguientes criterios principales: • Se debe diseñar el esquema para rechazar la menor cantidad de carga. • La respuesta debe ser eficaz y rápida [23]. • Debe ser distribuida uniformemente para evitar que en un área se rechace más carga que la requerida, trayendo consigo sobrecargas en los enlaces de interconexión. [23].

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• La frecuencia mínima y máxima objetivo deberá estar en el rango de operación continua de las unidades de generación (59,5 Hz a 60,5 Hz). Tampoco el rechazo automático de carga deberá originar la desconexión de generación por sobrefrecuencia. • El mínimo valor al que llegue la frecuencia ante un disturbio deberá estar alejado de los umbrales de desconexión de las unidades de generación por mínima frecuencia. Para cumplir estos requisitos es necesario el uso de varios escalones coordinados de rechazo de carga, tanto de umbral de frecuencia como de derivada de frecuencia, para minimizar las magnitudes del rechazo de carga. Un parámetro para definir la severidad de un evento es el Índice de Sobrecarga (∆P), que indica la sobrecarga producida en un sistema ante una pérdida de generación [24], cuyo cálculo se muestra en la ecuación 3.2 siguiente: ∆P =

PGrem − Demanda PGrem

(3.2)

donde:

PGrem :

generación post-evento.

Demanda:

demanda total del sistema (carga más pérdidas). Índice de Sobrecarga, el cual es negativo cuando el evento provoca un déficit de generación y positivo cuando es un superávit.

∆P :

El porcentaje aproximado de rechazo de carga, se expresa en la ecuación 3.3

∆PR ≈

Demanda − PGrem ∆PG ≈ PGrem + ∆PG PGrem + ∆PG (3.3)

Primer Umbral de Rechazo El primer escalón de rechazo de carga no debe encontrarse cercano a la frecuencia nominal, con la finalidad de permitir que el sistema desarrolle su respuesta natural. El diseño del primer escalón debe cumplir requisitos normativos y técnicos. Es por ello que para el SEIN se seleccionó el valor de 59,0 Hz como primer umbral, para no atentar contra las variaciones súbitas de frecuencia (VSF) y permitir al sistema otorgar su respuesta natural de regulación de frecuencia. Además, 59,0 Hz es un valor mayor en más de 2,0 Hz respecto a los umbrales de disparo de las protecciones de baja frecuencia de las unidades de generación. Paso y Número de Etapas El número de etapas influirá en el objetivo de la mínima carga a rechazar, evitando rechazos excesivos. Con más etapas, será menor el rechazo de carga requerido. El paso entre etapas se selecciona de acuerdo al sistema, con la condición de que se permita un coordinamiento entre los valores de frecuencia. El valor normal utilizado en diferentes ERACMF es de 0,10 Hz. Actualmente el ERACMF del SEIN tiene siete (7) etapas, por lo que en el desarrollo del diseño del ERACMF se tendrá en cuenta ese número de etapas. Temporización Se utiliza igual temporización para todas las etapas, con el fin de permitir que el efecto causado por el rechazo de cada etapa en la dinámica del sistema se efectivice antes de que actúe la siguiente etapa. Además se usa para evitar que las oscilaciones que se puedan ocasionar, activen la siguiente etapa innecesariamente. De acuerdo a la dinámica del SEIN se ha seleccionado una temporización de 150 ms, con lo cual se cumple con los requisitos mencionados líneas arriba. En la selección de está temporización se tiene en cuenta la demora de los interruptores en abrir efectivamente.

donde: ∆PG : pérdida de generación.

3.2.1 Criterios para los relés de umbral de frecuencia Un esquema de rechazo de carga por umbral de frecuencia, se caracteriza por el umbral del primer escalón (inicio de los rechazos de carga), el número de etapas, la cantidad de carga a ser rechazada, el paso entre etapas y las temporizaciones [23].

Cantidad de carga a ser rechazada Expresada en porcentaje de la demanda. La cantidad a ser rechazada es calculada cumpliendo el requisito de rechazar la mínima carga necesaria.

3.2.2 Criterios para los relés por derivada de frecuencia Las características del rechazo de carga por derivada de frecuencia son similares a las de

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umbral de frecuencia, con la diferencia de que para todas las etapas se tiene un umbral de frecuencia que es común. El coordinamiento entre relés se establece mediante los valores de la pendiente. El umbral de frecuencia se selecciona cerca a la frecuencia de operación, con el fin de conseguir una rápida acción de este tipo de rechazo. Los valores de ajustes de la pendiente de caída de la frecuencia se seleccionan en función a la severidad del evento. De manera similar a los relés de umbral de frecuencia, la temporización se define para evitar una actuación innecesaria de la siguiente etapa.

4.

Esquema de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia

4.1 Estabilidad de la Frecuencia Un sistema eléctrico de potencia pierde la estabilidad de la frecuencia, cuando ante un superávit de generación la frecuencia crece de modo descontrolado y puede activar las protecciones de sobrefrecuencia de las unidades de generación, las cuales en el caso del SEIN serían desconectadas del sistema sin importar su ubicación geográfica. Con estas desconexiones no controladas podrían activarse modos de electromecánicos de oscilación interárea en el sistema y provocar posteriores pérdidas del sincronismo. El fenómeno transitorio de sobrefrecuencia se explica en la ecuación dinámica para una máquina equivalente conectada a una barra infinita [17] analizada en 3.1. Los eventos en el SEIN que producen sobrefrecuencia son las desconexiones de líneas de transmisión que conectan las áreas operativas del SEIN, las cuales con su salida crean un déficit de generación en uno de los sistemas aislados formados y un superávit de generación en el otro sistema.

el mínimo número de unidades de generación, tal que con sus desconexiones escalonadas, se equilibre los desbalances de potencia en los sistemas aislados, sin provocar descensos en la frecuencia que activen de manera indebida el ERACMF. Las separaciones de áreas operativas contempladas en las simulaciones para el diseño del EDAGSF, son aquellas posibles de ocurrir por la apertura de una sola línea o de una doble terna, a partir del sistema con topología «N». Una vez conformado el EDAGSF del SEIN, se verifica su desempeño ante eventos de separación de los sistemas Centro Norte y Sur (desconexión del enlace Mantaro – Socabaya), o ante la desconexión brusca de una demanda importante de carga, como el evento ocurrido el 17.10.2004, en el cual se desconectó intempestivamente la carga de la S.E. Balnearios [25]. Un EDAGSF se diseña teniendo en cuenta no perjudicar a las unidades generadoras que operan con prolongadas desviaciones de frecuencia, de acuerdo a [20]. Es por ello, que se remarca que «las unidades de generación del SEIN que no estén incluidas en el EDAGSF, deben permanecer operando transitoriamente, antes y durante la actuación del EDAGSF y hasta antes de que sus protecciones de sobrefrecuencia actúen». La NTCSE establece que la frecuencia normal del SEIN está en el rango de 60,0 ±0,36 Hz, tolerando excursiones súbitas entre 59,0 y 61,0 Hz, que deberían ser corregidas en el término de 60 s. En ese sentido, en las simulaciones para el diseño del EDAGSF se ha considerado el valor de 61,0 Hz como un valor referencial, para la frecuencia máxima al final del evento.

4.2 Criterios de Diseño de un EDAGSF

En la operación real, si se diera estos casos, la regulación secundaria manual sería normalmente suficiente para controlar la frecuencia. Por esta razón, en las simulaciones no se propicia la desconexión automática adicional de unidades de generación, para llevar la frecuencia a exactamente los 60 Hz.

Un EDAGSF se diseña para garantizar la estabilidad de la frecuencia en los sistemas aislados que se formen luego de eventos que conduzcan a la separación de áreas con fuertes desequilibrios positivos de generación-demanda. En ese sentido, un EDAGSF es conformado con

Por lo mencionado, variaciones súbitas de frecuencia que superen el rango de 61 Hz, deberían activar el EDAGSF y provocar la desconexión escalonada de las unidades requeridas para restablecer el equilibrio en la potencia acelerante del sistema.

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5.

Esquema de Rechazo Automático de Carga por Minima Tensión

5.1 Estabilidad de tensión La inestabilidad de tensión es la falta de habilidad del SEP para mantener tensiones estacionarias aceptables en todas las barras del sistema bajo condiciones normales de operación y después de haber sido sometido a una perturbación. Un sistema ingresa a un estado de inestabilidad de tensión cuando una perturbación, un incremento en la demanda de la carga, o un cambio en la condición de operación ó topología del sistema, provoca una progresiva e incontrolable caída en la tensión [26]. En otras palabras, la inestabilidad de la tensión, depende de la habilidad para mantener o recobrar el equilibrio entre la potencia reactiva tomada por carga y la que es suministrada desde el SEP. Con la liberalización de los mercados eléctricos los sistemas de potencia están operando cada vez más cerca de sus límites de capacidad de carga, con lo cual el problema de la estabilidad de tensión se ha constituido en los últimos años en un tema de gran preocupación por la importancia de éste fenómeno sobre la seguridad y calidad del suministro. Los factores que causan la inestabilidad de tensión pueden resumirse en: incremento de la demanda, comportamiento en subtensión de las cargas del tipo motor de inducción, la presencia de generadores muy distantes de los centros de carga, los niveles bajos de la tensión terminal de los generadores, la insuficiencia de compensación reactiva en el sistema de transmisión y el inadecuado factor de potencia de la carga, el restablecimiento de la carga vía la operación de la regulación automática de los transformadores, la pérdida de bancos de capacitores «shunt», etc. [27, 28 y 29]. El problema básico consiste en mantener la tensión de la red en los niveles que garanticen una operación estable, para ello se consideran como alternativas para evitar el colapso de tensión: la aplicación de equipos de compensación reactiva (compensadores síncronos y/o estáticos, banco de capacitores, etc.), el control de la tensión en las barras de alta de las centrales, el control de la regulación automática de los transformadores de potencia, el control coordinado de la tensión, el rechazo de carga por mínima tensión [30, 31]. Para enfrentar el estudio de estabilidad de tensión, existen diversas metodologías que pueden

agruparse en: análisis dinámico (transitorio de larga duración) y análisis de estado estacionario. La estructura general del modelo del sistema para los análisis dinámicos de estabilidad de tensión es similar al caso de estabilidad transitoria [26], que es un conjunto de ecuaciones diferenciales de primer orden con la forma: •

x = f ( x, V )

(5.1)

y un conjunto de ecuaciones algebraicas,

I ( x, V ) = Y N V

(5.2)

donde

x: V: I : YN :

vector de estado del sistema vector tensión de barra vector de corriente inyectada matriz de admitancias de barra

En el análisis dinámico se busca una réplica, lo más cercana posible a la respuesta en el tiempo del SEP, para lo cual se realiza las simulaciones en el dominio del tiempo resolviendo las ecuaciones (5.1) y (5.2) que describen el comportamiento del sistema, mediante alguna técnica de integración numérica. Sus resultados permiten determinar la secuencia en el tiempo de los diferentes eventos que conducen a la inestabilidad de tensión, lo cual es esencial para el análisis de casos específicos de colapso de tensión y para la coordinación de las protecciones y/o controles. Sin embargo, estas simulaciones requieren considerables recursos computacionales y de ingeniería para el análisis e interpretación de los resultados. Además, no provee directamente la información respecto al grado de la inestabilidad. Por estas razones, generalmente el análisis transitorio de larga duración se convierte en una herramienta poco práctica para el examen de diversas condiciones de operación del sistema o para determinar los márgenes de estabilidad. Algunas referencias muestran la utilización de programas de estabilidad transitoria extendida de media duración [32] o los llamados programas de simulación cuasi-dinámicos o en el dominio rápido del tiempo [33]. Se debe enfatizar que las herramientas dinámicas deben incorporar modelos apropiados para el estudio de estabilidad de tensión, tales como limitadores de sobreexcitación, modelamiento en detalle de las cargas, así como la dinámica de la regulación automática bajo carga de los transformadores.

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Las técnicas de análisis de estado estacionario [26], intentan capturar estados de operación del sistema a lo largo de la trayectoria en el dominio del tiempo. Por ello, en cada tiempo las derivadas de las variables de estado de la ecuación (5.1) son asumidas iguales a cero y las variables de estado toman valores apropiados respecto al tiempo específico examinado. Con ello las ecuaciones del sistema se reducen a ecuaciones algebraicas (5.2) permitiendo el uso de técnicas de estado estacionario. Por lo tanto, como la dinámica del sistema que predomina en la estabilidad de tensión es usualmente de una característica «lenta», entonces, muchos aspectos del problema pueden ser caracterizados de manera efectiva con el análisis de estado estacionario, que examina la viabilidad de la estabilidad para una condición de operación específica del sistema. El análisis de estado estacionario es útil en la mayoría de estudios en los cuales se requiere determinar los límites de estabilidad de tensión para una variedad de condiciones, para obtener una medida de la proximidad del sistema a la inestabilidad, así como para mostrar cuales son las áreas del sistema propensas a problemas de estabilidad. Dentro de las técnicas de estado estacionario se puede identificar diversos métodos. Se puede mencionar: la utilización de las características VP y Q-V [34], los análisis de sensitividad V-Q [35], análisis modal [36] y otras. Por las razones mencionadas, un enfoque o aproximación práctica es usar una herramienta basada en las técnicas de análisis de estado estacionario para estimar las restricciones por colapso de tensión para el caso base y todos los casos de contingencia, para definir los umbrales de los relés de mínima tensión. La simulación en el dominio del tiempo se utiliza para confirmar los resultados del flujo de potencia y la operación del esquema propuesto frente a un reducido número de contingencias consideradas críticas.

5.2 Criterios para el esquema de rechazo automático de carga por mínima tensión Las características previas al fenómeno de un colapso de tensión, muestran una caída sostenida de la tensión, un incremento de la carga, el aporte capacitivo de las líneas de transmisión decrece proporcionalmente con el cuadrado de la tensión y se incrementan las pérdidas reactivas con el cuadrado de la corriente. Debido a estas

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características particulares del fenómeno, no siempre la ejecución de las acciones correctivas manuales del Coordinador del SEIN podría ser eficaz para evitar el colapso, por ello es importante contar con un ERACMT como una última línea de defensa para evitar el colapso. Con la conversión a gas natural de las centrales térmicas ubicadas en Lima y con la incorporación al SEIN de las nuevas turbogases al sur de Lima en la zona de Chilca en el año 2007, un escenario crítico es la operación en media demanda sin las centrales a gas en Lima y el advenimiento de la rampa de incremento de carga hacia la condición de punta. El objetivo del ERACMT es intervenir cuando la tensión en las barras de 220 kV de Lima cae por debajo de ciertos valores críticos (umbrales del ERACMT), desconectando la carga necesaria para restituir la tensión a valores superiores a dichos umbrales. De esta manera se aportará un margen de seguridad mínimo para que el operador del sistema efectúe las acciones correctivas necesarias para que la tensión alcance los niveles operativos del estado normal. Con la actuación del ERACMT no se pretende restituir exactamente los niveles de tensión habituales, sino generar condiciones de seguridad, para que el operador ejerza las acciones necesarias para lograrlo. Se debe indicar que el rechazo manual de carga es un recurso operativo que dispone el Coordinador del SEIN, en concordancia con la NTCOTRSI, para mantener la tensión dentro de los rangos de estado normal de operación. En ese sentido, si la tensión disminuye lentamente en minutos, para prevenir el colapso de tensión el Coordinador del SEIN puede disponer el rechazo de cargas seleccionadas de manera manual en el SEIN. Este método es utilizado usualmente cuando hay una inadecuada generación disponible o cuando no hay suficiente reserva de potencia reactiva [37] y requiere de un plan de acción predeterminado, que debe ser ejecutado por el operador del sistema en un determinado orden. En ese sentido, el rechazo automático de carga, es un recurso del sistema de potencia para retornar al estado normal de operación, cuando después de una falla el sistema ingresa al estado de emergencia. Cuando la causa de la disminución de la tensión ha sido provocada por una súbita pérdida de una línea de transmisión importante o un equipo que está suministrando potencia reactiva, la velocidad de variación de la tensión puede ser bastante rápida del orden de segundos. Por esta razón, para éste escenario, el rechazo manual de carga no es una opción viable, por lo

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tanto el rechazo automático de carga debe ser utilizado para detener en forma rápida la caída de la tensión y prevenir el colapso de tensión en el SEIN. Por lo tanto el ERACMT toma en cuenta la necesidad de evitar la ocurrencia de un colapso de tensión, particularmente en la zona de Lima, que como se ha explicado puede presentarse en un escenario de indisponibilidad simultánea de las centrales térmicas a gas de Lima con todos los recursos de control de tensión disponibles en operación y estando saturados los enlaces de transmisión desde el Complejo Hidroeléctrico del Mantaro. Se debe remarcar que el colapso de tensión provoca la actuación de las protecciones, principalmente las de distancia, ocasionando la apertura no deseada de una o más líneas, lo cual podría desmembrar el sistema en forma no controlada. Asimismo, estas bajas tensiones en el SEIN podrían producir también la desconexión de los servicios auxiliares de algunas unidades de generación, agravando y deteriorando la calidad de servicio en general.

5.2.1 Número de etapas El rechazo de carga por mínima tensión debe tener inherentemente varias etapas en virtud a que normalmente las barras experimentan tensiones y caídas de tensión diferentes. Esto es cierto a menos que todas las barras en una área local tengan una rigidez similar, para hacer frente al crecimiento de la demanda. Para evitar las sobredesconexiones y para no afectar la selectividad entre las cargas, los relés de mínima tensión deben tener diferentes ajustes de nivel de tensión y temporizaciones. En ese sentido, mediante estudios del comportamiento de la tensión de larga duración, los esquemas de rechazo automático de carga deben ser examinados para determinar: • Si resultan inaceptables sobretensiones, sobrefrecuencias, o violaciones de los límites de transmisión. • Si es probable que con una sola gran etapa de rechazo de carga se provoque sobretensión o sobrefrecuencia. La magnitud a ser rechazada debería ser minimizada o en todo caso distribuida en mas etapas. • Si una sola etapa puede ser adecuada para proveer resultados predecibles, exactos y

deseables. De esta manera se define la utilización de diferentes ajustes de relés (umbrales de tensión y temporizaciones) y el rechazo en varios puntos diferentes del SEIN.

5.2.2 Criterios de definición de umbrales Para determinar que cargas se rechazan, primero se debe ejecutar estudios de sistemas de potencia detallados similares a los realizados para determinar el esquema de rechazo manual. La medición de una subtensión se utiliza para iniciar el rechazo automático de carga, sin embargo el relé de mínima tensión debe ser apropiadamente temporizado o supervisado para que no opere mientras el sistema experimenta una condición de falla. En general, de acuerdo a la referencia [37], el rechazo automático de carga se inicia cuando la tensión está entre 0,85 y 0,95 p.u. por un periodo de tiempo mayor que el tiempo de despeje de falla. En el numeral 8.1.2 de la NTCOTRSI se consigna que «el Coordinador puede disponer rechazos manuales de carga y/o desconexión de generadores u otros equipos para preservar la estabilidad y seguridad del Sistema». Por otro lado se debe recordar que se ingresa a una condición de emergencia cuando la tensión en las barras de 220 kV muestra variaciones superiores a ±5% de la tensión de operación. Por lo tanto, cuando la tensión en la zona de Lima disminuya por debajo de 199,5 kV, el Coordinador del SEIN debe disponer rechazos manuales de carga considerando que si la tensión sigue disminuyendo por debajo de 195,0 kV, se tendrán problemas para sincronizar unidades de generación. En ese sentido el criterio es permitir que ante un proceso lento y gradual de deterioro de la tensión, cuando la tensión pase por 199,5 kV, el Coordinador debe disponer los rechazos manuales de carga para volver al estado normal y dejar al ERACMT como un último escalón de defensa del SEIN, que debe activarse y actuar cuando, debido a un evento que provoque un desbalance súbito en la potencia reactiva en Lima, se presente una caída brusca de la tensión por debajo de 195,0 kV. En ese sentido, el ERACMT tiene dos umbrales y se ha propuesto 191,0 kV con temporizaciones del orden de 20 s y 188,0 kV con temporizaciones de 4 a 5 s.

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5.2.3 Subestaciones a ser consideradas en el ERACMT

[9]

Un criterio básico es la supervisión continua de la tensión en las barras de 220 kV de las subestaciones Chavarría, Barsi, Santa Rosa, Balnearios y San Juan de Lima. La desconexión de cargas debe ser realizada en alimentadores de 10 kV, aguas abajo de las subestaciones mencionadas.9.2 Metodología de Verificación del ERACMT

[10] P.M. Anderson, B.K. LeReverend: «Industry Experience with Special Protection Schemes», IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 11, No 3, August 1996

6.

Conclusiones

El COES ha establecido una base de datos adecuada para los estudios dinámicos del SEIN. Asimismo, se han definido los criterios adecuados para el diseño de los esquemas de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia, de Desconexión Automática de Generación por Sobrefrecuencia y de Rechazo Automático de Carga por Mínima Tensión del SEIN.

7.

Referencias Bibliografícas

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[5]

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