CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

CONCEPTOS BÁSICOS
CONTROL DE FRECUENCIA
OBJETIVO
Presentar los conceptos básicos de regulación de
frecuencia del SIN
Describir las instancias de control de frecuencia
presentes en un sistema de potencia
Describir el proceso de análisis y seguimiento a las
diferentes estrategias de regulación de frecuencia
llevado a cabo por el CND para el sistema eléctrico
colombiano
BALANCE CONTINUO
Demanda eléctrica
Oferta eléctrica
Varía en cada instante sin informarlo
Debe ser atendida en forma inmediata
(P y Q)
No se ubica directamente en los
centros de producción transporte
(combustibles, electricidad)
Varía de acuerdo con los cambios de la
demanda
La energía eléctrica generada no
puede ser almacenada
Depende de recursos primarios
distribuidos no uniformemente en la
Región (producción y transporte)
3
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BALANCE CARGA - GENERACIÓN
CONTROL DE FRECUENCIA
Banda normal de operación de frecuencia del SIN:
59.8 a 60.2 Hz
5
ANALOGÍA SISTEMA MECÁNICO
SUMATORIA DE FUERZAS
Fm
Fo
Fuerza Mecánica del
Motor
Fuerzas de Oposición al
Movimiento
Fo = Ff + gx
Ff
gx
Fo > Fm Movimiento Uniformemente
Fo < Fm
Fo = Fm
Desacelerado
Movimiento Uniformemente
Acelerado
Movimiento a Velocidad Constante
Fuerza de Fricción con la
superficie
Componente en el eje x
de la Fuerza de Gravedad
6
SISTEMA ELÉCTRICO
Energía
Mecánica
Energía
Eléctrica
Pe > Pm
Pe < Pm
Pe = Pm
Potencia Eléctrica es una Fuerza que
se Opone al Movimiento del Rotor
Movimiento del Rotor lo Proporciona la
Turbina (Fuerza Externa)
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GENERADOR ELECTRICO
7
ESTRUCTURA DE
CONTROL EN UN
SISTEMA DE
POTENCIA
AGC
Control
Unidades
Generación
8
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
1
Generación vs Demanda Real
2
Autoregulación
3
Regulación Primaria
4
Regulación Secundaria
5
Regulación Terciaria
6
EDAC
No
Accionable
Instancia t
9
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
1
Generación vs Demanda Real
2
Autoregulación
3
Regulación Primaria
4
Regulación Secundaria
5
Regulación Terciaria
6
EDAC
No
Accionable
Instancia t
Despacho Horario
AUTOREGULACIÓN
11
AUTOREGULACIÓN
EFECTO DE LA CARGA
La demanda de un sistema
eléctrico está compuesta por
elementos resistivos,
inductivos y capacitivos
Función de la Componente de
la Carga con la Frecuencia
CARACTERÍSTICA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN
COLOMBIA
MW
Oficial Otros
3%
5%
Comercial
15%
Residencial
43%
Industrial
34%
12
13
AUTOREGULACIÓN
Resistencia que Opone un Sistema a Cambios
en su Estado Físico Inicial
INERCIA
A > Inercia <
Impacto sobre la
Velocidad
Energía almacenada en los elementos rotativos del sistema eléctrico.
Generador mas grande y mas pesado necesita mayor esfuerzo para cambiar su
velocidad (detenerlo o acelerarlo).
La inercia de un sistema eléctrico se comporta como un sistema de
Amortiguamiento que se opone a los cambios de velocidad de los generadores
14
AUTOREGULACIÓN
Banda Muerta
Propuesta
15
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
No
Accionable
Instancia t
1
Generación vs Demanda Real
Despacho Horario
2
Autoregulación
ms – 1 s
3
Regulación Primaria
4
Regulación Secundaria
5
Regulación Terciaria
6
EDAC
REGULACIÓN PRIMARIA
17
REGULACIÓN PRIMARIA
• Primera
acción
de
control
realizada
automáticamente por las unidades de generación
para atender el desbalance carga – generación
• Depende
del ajuste de la banda muerta y el
estatismo en los reguladores de velocidad
• Tiempo característico de respuesta de 0 a 10 s
• Si no existe ninguna acción
adicional, con la acción
de la regulación primaria la frecuencia se
estabilizará en un nuevo valor diferente al nominal
FUNCIONES REGULADOR DE VELOCIDAD
•
Regular la velocidad de la turbina
• Aportar a la regulación de frecuencia
• Controlar potencia activa de la unidad
• Velar
por la seguridad de la turbina y tubería
de presión
• Participar
en funciones de mando
arranque, parada y sincronización
como
REGLAMENTACIÓN APLICABLE
RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2001
“Todas la plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente,
están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de
Frecuencia equivalente al 3% de su generación horaria programada.”
“Para dar cumplimiento a lo anterior, todas las plantas y/o unidades de
generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su
generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima
declarada o en su mínimo técnico.”
ACUERDOS CNO
Todas las unidades de generación están en la obligación de presentar cada
cuatro años pruebas de estatismo y banda muerta.
20
Gobernador
Mecánico – Electro
Hidráulico
Regulador
Velocidad
Conducciones
Turbina
Conducciones
Posición
Agujas
Señales Error
Referencia
ρ
Σ
–
ε1
Sistema
Control
Σ
–
ε2
Sistema
Amplificador de la
señal de Control
Z
Cabeza de
Turbina
Función
Sistema
Hidráulico
H
Turbina
Hidráulica
Generador
Te
Tm – Ta
Σ
Ajuste de Posición
Compensación
Realimentación
Velocidad
Esquema General Realimentado
Sistema Turbina – Gobernador de Velocidad
Velocidad
Eje
Generador
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CONTROL DE VELOCIDAD
REGULADOR DE VELOCIDAD: BANDA MUERTA
La BANDA MUERTA es un rango de frecuencia en el cual se inhibe la actuación del
regulador de velocidad ya que su aporte a la calidad de la frecuencia es mínimo
CONTROL CRUZADO EN LAS PLANTAS DE GENERACIÓN
OSCILACIONES
DESGASTE EXCESIVO DEL ACTUADOR
Es la relación entre el cambio de
velocidad Δω o frecuencia Δf al
cambio de la posición de la
válvula ΔY o la potencia de
salida ΔP
( f − f0 ) / fn
R=
P0 / Pn
R = 5% significa que un cambio del 5% en la frecuencia
genera un cambio del 100% en la posición de la válvula.
Porcentaje de cambio en la frecuencia requerido
para mover la unidad desde un punto de no carga
hasta un punto de carga total
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REGULADOR DE VELOCIDAD: ESTATISMO
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Control de Frecuencia – Regulación Primaria
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Curva típica de operación del regulador de velocidad
REGULACIÓN PRIMARIA - Servicio en Línea
Cambio en
Frecuencia del
Sistema
Cambio en la
Potencia Entregada
por el Generador
Variación Automática a
través del Regulador de
Velocidad
REGULACIÓN PRIMARIA
26
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
No
Accionable
Instancia t
1
Generación vs Demanda Real
Despacho Horario
2
Autoregulación
ms – 1 s
3
Regulación Primaria
1 s – 10 s
4
Regulación Secundaria
5
Regulación Terciaria
6
EDAC
REGULACIÓN SECUNDARIA
28
ESTRUCTURA DE
CONTROL EN UN
SISTEMA DE
POTENCIA
AGC
29
•
Acción de control en la que se disminuye o se inyecta
potencia adicional al sistema con el fin de alcanzar el valor
de frecuencia nominal después de un evento de
desbalance Carga – Generación
•
Sistema de control automático que lleva la frecuencia y/o
los intercambios internacionales a su valor nominal
•
Actúa después de la regulación primaria en un tiempo
característico de respuesta de 30 segundos a 10 minutos
•
Recupera la reserva suministrada por la regulación
primaria.
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REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC
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Control Automático de Generación
30
31
Función y Componentes de la función AGC
CALCULO DEL ACE
Función de Control
para el AREA i
Distribuye a todas
las unidades
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INICIA AGC
Característica de Respuesta en Frecuencia
del Sistema
Componentes básicos del AGC
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33
MODOS DE CONTROL DEL AGC - SCADA
Modo Frecuencia
Medida de frecuencia
Total Deseado
de Generación
Bias MW/Hz
K
Frecuencia de referencia
k1
ACE1
K1
~
ki
~
kn
~
~
~
PI
ACE
Intercambio de referencia
Medida de intercambio
Modo
Intercambio
Modo TLB
Tie Line Bias
Factores de
Participación
S
I
S
T
E
M
A
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ESQUEMA DE CONTROL PARA LA UNIDAD DE GENERACIÓN
34
35
PARÁMETROS Y ESQUEMA DE CONTROL DE UNA
UNIDAD QUE PRESTA EL SERVICIO DE AGC
•
Tipos de control para las unidades en remoto: Flexible,
Inflexible, Soportativo
•
Estado de control: Bloqueada, Activa
•
Modo de operación: Local, Remoto
•
Modo de control: Automático, Test
•
Tipo de despacho: Programado, Modificado por el Operador
•
Rangos de regulación
•
Gradientes – MW/min
36
REGLAMENTACIÓN APLICABLE: CREG 198 DE 1997
“2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL CONTROL INTEGRADO
SECUNDARIO DE FRECUENCIA
Velocidad de Toma de Carga: Las unidades que presten el Servicio de
Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de
carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de
generación esperado en el sistema para condiciones normales.
Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones que
se presentan en el rango de ± 500 mHz.
Número de Unidades: Con el fin de garantizar los parámetros de calidad del SIN,
se requiere un número mínimo de unidades participando en el AGC.
Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: El CND establecerá la
cantidad de potencia a nivel horario, requerida para garantizar el Servicio de
Regulación Secundaria de Frecuencia.
Los valores de los parámetros a que se refiere el presente Numeral, para las
diferentes condiciones de operación del sistema y períodos horarios, serán
determinados al menos una vez al año por el CND y deberán ser sujetos a
aprobación por parte del CNO.”
REGLAMENTACIÓN APLICABLE: ACUERDO CNO 577 DE 2012
Establece los requisitos y procedimientos necesarios para la
prestación del servicio de AGC por las unidades conectadas al SIN
Anexo 2 “Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación
Secundaria de Frecuencia (AGC)”.
Revaluación anual de parámetros del AGC
Procedimiento
para
realización
de
pruebas:
:
Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC mediante
envío de comandos tipo pulsos ó envío de comandos tipo
setpoint desde el CND
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
PARÁMETROS
REQUERIMIENTO
Estatismo
Valores entre el 4 y el 6 %
Tiempos y Bandas de Recuperación de la
Frecuencia por medio del AGC.
Después de un evento la frecuencia debe
regresar a su valor nominal como máximo
en 7 minutos.
Constante de regulación del sistema
Velocidad Máxima de Cambio de Carga
• Máxima = 750 MW/Hz
• Media = 700 MW/Hz
• Mínima = 625 MW/Hz
43 MW/min
del Sistema.
Mayor o igual a 10 MW/min medidos durante
Velocidad Mínima de Cambio de Carga por
las pruebas de sintonía para prestar el
Unidad.
servicio de AGC.
Número Mínimo de Unidades.
4 unidades
NOTA:
Teniendo
en
cuenta
las
particularidades tecnológicas y de control de
las plantas de ciclo combinado, las mismas
serán consideradas para el AGC como una
sola unidad.
Holgura para AGC.
Dicho valor será definido y modificado por el
CND según lo establecido en las Resoluciones
CREG 083 de 1999 y 064 de 2000.
Holgura Mínima por Planta para hacer 23 MW por planta. Este valor es igual hacia
AGC
arriba y hacia abajo.
Holgura Mínima por Unidad para hacer 6 MW por unidad. Este valor es igual hacia
AGC
arriba y hacia abajo.
Tiempo de Retardo de la Unidad en
Máximo de 20 segundos una vez enviado el
comenzar a responder una vez enviado el
primer comando de regulación.
comando por el AGC.
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
Constante de Regulación Combinada del Sistema β
Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia
Velocidad de Cambio de Carga del Sistema
Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad
Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación
Secundaria de Frecuencia
6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad
7. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
8. Reserva Total del Sistema
1.
2.
3.
4.
5.
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
BIAS DEL SIN
Eventos de RPF de Enero de 2009 a Marzo de 2010
800
775
Máxima
750
725
Media
y = 0.0456x + 331.91
700
675
Lineal
B (MW/Hz)
650
625
Mínima
600
575
550
525
500
475
450
425
400
4000
5000
6000
7000
8000
Demanda (MW)
DEMANDA
PERÍODOS
BIAS [MW/Hz]
Mínima
1 a 5 – 24
600
Media
6 a 18 – 22 a 23
700
Máxima
19 a 21
750
9000
10000
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Constante de Regulación Combinada del Sistema
Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia
Velocidad de Cambio de Carga del Sistema
Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad
Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación
Secundaria de Frecuencia
Holgura Mínima de Regulación Secundaria por planta
Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad
Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
Reserva Total del Sistema
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42
RESERVA DE AGC – HOLGURA HO
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
89
1
91
98
81
96
97
85
77
69
66
2
3
4
-90
-91
-91
88
88
95
89
83
72
5
6
7
8
-83
-88
-91
-89
80
97
92
91
87
78
68
61
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
-89
-88
-84
-82
-100
Act Up [MW]
PROP UP
Uso UP 99% casos
Ideal MW Up
-87
-83
-79
-82
-84
-88
-80
-97
Act Dwn [MW]
PROP DW
Uso Dwn 99% casos
Ideal MW Dwn
-90
-99
-97
-98
440
400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
0
-40
-80
-120
-160
-200
-240
-280
-320
-360
-400
-440
Reserva [MW]
Uso Reserva [%]
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
-20
-40
-60
-80
-100
-120
-140
-160
-180
-200
-220
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
RESERVA TOTAL DEL SISTEMA - Holgura para día ordinario
REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC
45
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
No
Accionable
Instancia t
1
Generación vs Demanda Real
Despacho Horario
2
Autoregulación
ms – 1 s
3
Regulación Primaria
1 s – 10 s
4
Regulación Secundaria
30 s – 10 min
5
Regulación Terciaria
6
EDAC
REGULACIÓN TERCIARIA
REGULACIÓN TERCIARIA
Reserva Rápida ó Reserva Caliente
Corresponde a la reserva de generación prevista para suplir la
demanda ante cambios imprevistos en el sistema ante fallas.
Esta reserva está disponible dentro de intervalos de 1 a 10
minutos y está constituida por unidades hidráulicas y turbinas a
gas de partida rápida
48
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
No
Accionable
Instancia t
1
Generación vs Demanda Real
Despacho Horario
2
Autoregulación
ms – 1 s
3
Regulación Primaria
1 s – 10 s
4
Regulación Secundaria
30 s – 10 min
5
Regulación Terciaria
1 m – 10 min
6
EDAC
ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA
DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA –EDAC-
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
52
52
Criterios
1. Desbalances superiores a la mayor unidad de generación
2. Evitar frecuencia < 57.5 Hz
Resolución
CREG-061
de 1996
3. Minimizar la duración de
frecuencia < 58.5 Hz
4. 10
segundos
para
frecuencia > 59.4 Hz
(enganche primera etapa)
5. Deslastre óptimo
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
61 Hz
53
53
Criterios
7. Diseñado por el CND
Resolución
CREG-061
de 1996
8. Repartido entre las áreas operativas a prorrata de la
demanda de cada una
9. Selección de los usuarios a desconectar Distribuidor Comercializador
10. Donde sea insuficiente el esquema nacional se
implementarán ESPS
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
6. Se puede deslastrar hasta el 60 % de la demanda
54
54
Funcionamiento Relé frecuencia (umbral)
Frecuencia [Hz]
60
59
58
0
1
2
OK
Comienza conteo
Disparo
3
Tiempo [s]
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Ajuste Umbral
55
55
Implementación
220 kV
Información
CND
Pron Demanda
60 MW
55
50
45
40
13.2 kV
Información
OR
Frec OK
Etapa 1
Etapa 3
Etapa 4
Etapa 6
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
110 kV
56
56
Ajustes
Retardo Intencional
[ms]
Etapa
Umbral de
frecuencia
[Hz]
Colombia
Ecuador
Colombia
Ecuador
1
59.4
5
7
200
200
2
59.2
5
9
200
200
3
59
5
10
400
200
4
58.8
5
10
400
200
5
58.6
5
6
600
200
6
58.6
5
----
1000
----
7
58.4
5
8
2000
200
8
58.4
5
----
4000
----
40
50
Total Desconexión [%]
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Desconexión de Carga
[%]
57
57
60.40
1600.00
DIgSILENT
Funcionamiento
Etapa 6
Etapa 5
1200.00
59.60
Etapa 4
59.20
800.00
Etapa 3
Etapa 2
58.80
Etapa 1
ESA
400.00
Respuesta
Demanda
58.40
58.00
-1.000
0.000
Guavio 220: Electrical Frequency in Hz
Occidente 220: Electrical Frequency in Hz
1.000
2.000
3.000
[s]
DeslastreColombia: Demanda Deslastrada Total in MW
0.00
4.000
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
60.00
61.00
SALIDA 1200 MW
9.967 s
60.192 Hz
60.00
SALIDA 1300 MW
SALIDA 1400 MW
SALIDA 1500 MW
59.00
2.450 s
58.277 Hz
3.069 s
58.002 Hz
58.00
3.160 s
57.770 Hz
3.201 s
57.535 Hz
57.00
-0.610
1.512
Torca 220: Electrical Frequency in Hz
3.633
5.755
7.877
[s]
9.999
58
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
DIgSILENT
Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de
generación
Caso Sistema débil
59
DIgSILENT
Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de
generación
Caso Sistema fuerte
60.50
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
9.938 s
60.288 Hz
SALIDA 2200 MW
60.00
SALIDA 2300 MW
SALIDA 2400 MW
59.50
SALIDA 2500 MW
59.00
2.894 s
58.347 Hz
2.838 s
58.283 Hz
58.50
2.834 s
58.206 Hz
2.854 s
58.128 Hz
58.00
-0.610
1.512
Torca 220: Electrical Frequency in Hz
3.633
5.755
7.876
[s]
9.998
Ejemplo de Evento
60
Evolución de la frecuencia - Área "Resto del SIN"
DAC [MW]
1200
60.5
1000
60.0
800
59.5
600
59.0
400
58.5
200
58.0
0
0
1
Medellín [Hz] - Simulada
2
Medellín [Hz] - Real
3
4
5
DAC [MW] - Simulada (Eje derecha)
6
Tiempo [seg]
El modelo mostró un comportamiento similar en frecuencia a lo presentado
en la realidad. La carga deslastrada en ambos casos mostró coherencia
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
Frecuencia [Hz]
61.0
EVENTOS CON EDAC 2011
EVENTO
Falla monofásica a tierra, Fase
C, Circuito Guavio-Circo 2 a
230 kV
FECHA
Marzo 9
17:13 horas
DEMANDA
[MW]
DESBALANCE [MW] DESLASTRE [MW]
FRECUENCIA MÍN.
[Hz]
N° ETAPAS
1180
774
59.14
1y2
650
384
58,91
3
7341
Marzo 9
17:18 horas
Desconexión unidades 1, 2, 7 y
8 de la Central San Carlos
Mayo 10
13:48 horas
7161
620
249
59,36
1
Desconexión planta Guavio
Septiembre 24
17:21 horas
6578
1200
267
59,37
1
Octubre 5
22:21 horas (1)
6662
555
293
59,39
1
Octubre 10
20:14 horas (2)
8080
550
302
59,39
1
Disparo Circuito Porce III - San
Carlos 500 kV*
*Durante estos eventos el circuito Porce III - Cerromatoso 500 kV se encontraba afectado por AMI. Por lo tanto la central Porce III se
encontraba conectada radialmente desde San Carlos 500 kV
1, Se presento disparo del circuito por descarga atmosférica.
2, Se presento disparo del circuito por AMI.
EDAC 2012-2013
ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA 20122013
Ajustes Umbral
Ajustes df/dt
Retardo Desconexión
Retardo
Etapa Frecuencia
Frecuencia df/dt
Intencional de Carga (%)
Intencional
[Hz]
[Hz]
[Hz/s]
[ms]
[ms]
1
59,4
200
5
2
59,2
200
5
3
59,0
400
5
4
58,8
400
5
5
58,6
600
5
6
58,6
1000
5
7
58,4
2000
5
58
-0,3
200
8
58,4
4000
5
58
-0,2
400
63
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
No
Accionable
Instancia t
1
Generación vs Demanda Real
Despacho Horario
2
Autoregulación
ms – 1 s
3
Regulación Primaria
1 s – 10 s
4
Regulación Secundaria
30 s – 10 min
5
Regulación Terciaria
Min - Horas
6
EDAC
200 ms – 4s
SEGUIMIENTO A LOS MODOS DE
OSCILACIÓN EN EL SIN
MEDICIÓN FASORIAL ACTUAL EN COLOMBIA
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
Sabana
Ancón Sur
San Carlos
Torca
Chivor
Guavio
Sochagota
Esmeralda
Betania
Jamondino
*Ocaña
Concentración de datos y
análisis oscilaciones PhasorPoint
Programas adicionales
utilizados: OpenPDC y PI de
OSIsoft
65
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.
PMUs instaladas en 11 S/E
RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS
Modo mecánico: Se ha identificado que este modo
característico del sistema se presenta en el rango entre 0.04
a 0.07 Hertz. Se definió el primer rango de 0.04 a 0.1 Hertz.
Modo Colombia – Venezuela: En esta operación se ha
identificado un modo de 0.22 Hz, por lo cual se definió el
segundo rango entre 0.1 y 0.3 Hertz.
Modo Colombia Ecuador: Este modo se encuentra dentro
del rango de frecuencias de 0.35 Hertz a 0.6 Hertz. Se
definió el tercer rango entre 0.3 a 0.6 Hertz.
66
RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS
Modo Local: Se definió un cuarto rango entre 0.6 y 1 Hertz: En
este rango de frecuencias, el modo predominante del SIN es de
0.9 Hertz
Modos interplanta: Para los modos interplanta se definieron los
siguientes rangos:
De 1 a 1.5 Hz
De 1.5 a 2 Hz
67
METODOLOGÍA SEGUIMIENTO OPERATIVO
Con el fin de dar señales al operador del momento en el que debe tomar
acciones para mejorar la estabilidad del SIN, se ajustan algunas alarmas para
detectar si la estabilidad del SIN se está degradando, ya sea porque se
presenten oscilaciones poco amortiguadas o la amplitud de estas sea mayor a
lo normal. A - Amplitud (mHz)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
26,52
53,05
88,42
ξ→10 %
ξ→ 5 %
ξ→ 3 %
Td Tiempo de decaimiento (s)
CONSIGNAS OPERATIVAS
• En caso de que se active la señal de alerta, se reduce la generación
de las plantas que poseen reguladores de velocidad con control
prealimentado, dándole prioridad a las que estén despachadas
cerca de su máximo de generación.
• Cuando se requiera realizar cambios de generación en las
principales plantas hidráulicas del SIN, se recomienda que los
mismos se hagan lo más lento posible en todos los periodos del día.
Para las demás unidades, continuar con la consigna operativa de
realizar los cambios de generación superiores a 230 MW lo más
lento posible, para los períodos 18 a 19 y 21 a 22.
• Mantener dos unidades de Guavio generando para todos los
períodos del día
• Mantener la inercia térmica al interior del país en un valor mínimo
de 10 segundos.
SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES
SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES
Oscilación 1 Mar. 21:00 a 22:00
F= 0.05Hz
A max = 65mHz
ξ min = 4.9%
F= 0.06Hz
A max = 78mHz
ξ min = 4.27%