Implantación de Estabilizadores de Sistema de Potencia en La

Implantación de Estabilizadores de Sistema de Potencia en La Argentina
Nelson Zeni Junior †
José Rodríguez ‡
João Marcos Soares †
Roberto Molina ‡
Fernando Happel Pons †
Paulo Marcos Paiva †
K. J. Zachariah ╫
Peter Farthing ╫
José Magaz ╪
† REIVAX Automação e Controle
Rodovia SC 401 km 1
Parque Tecnológico Alfa
88030-000 Florianópolis, SC - Brasil
‡ CAMMESA
Buenos Aires
╪ MERCADOS ENERGÉTICOS
Buenos Aires
╫ PB Power, Merz & McLellan Division
United Kingdom
Resumen: En el año de 1994 el Sistema Argentino de Interconexión
(SADI) presentó la necesidad de introducir algunas mejorías
operativas de manera a aumentar la capacidad de generación,
eliminando las restricciones de transmisión causadas por problemas de
estabilidad.
El Departamento de Energía Argentino instruyó CAMMESA - el
operador independiente del sistema - para realizar el Proyecto
"Recursos Estabilizantes para el SADI".
El objetivo del Proyecto era el de aumentar la capacidad de
transmisión de las líneas de 500 kV de Comahue, de 2.700 MW para
3.300 MW, eliminando la falta de amortiguamiento la cual en 1995
impuso restricciones de transmisión muy importantes.
CAMMESA definió los resultados que deberían ser obtenidos
como así los estudios necesarios y las acciones correctivas. Una de las
más importante acciones fue la implementación del uso extensivo de
PSSs y de un Sistema de Monitoreo de Oscilaciones, SMO.
CAMMESA también contrató otras empresas para las funciones de
consultora, para la realización de estudios y para el suministro de
equipos.
Este trabajo presenta las actividades de implementación de los
PSSs, incluyendo los ensayos de campo y un análisis del sistema
interconectado Argentino. Son presentados resultados individuales y
globales de los amortiguamientos obtenidos.
Palabras Clave: Oscilaciones, Amortiguamiento, Estabilizadores,
Monitoramiento, Estrategias.
Nelson Martins §
§ CEPEL
Rio de Janeiro, RJ
21944-970, Brasil
- uso extensivo de PSSs reajustando los existentes y
introduciendo varios de ellos en locales que se no los
poseían;
- uso de un sistema de Desconexión Automática de
Generación;
- aplicación de Sistemas de Monitoreo de Oscilaciones,
SMO.
NOA
COMAHUE
I. INTRODUCCIÓN
El SADI es un sistema radial con importantes
ramificaciones como Comahue, Yacyretá y NOA. La Figura 1
presenta su diagrama general.
Una elevada oferta de generación, en áreas muy distantes
del centro de carga, aumentaran los requerimientos de
transmisión, de tal forma que la red de interconexión pasó a ser
el segmento más critico del sistema. Esto forzó la necesidad del
proyecto "Recursos Estabilizantes para el SADI" [2]. El
Proyecto original estaba basado sobre estudios hechos por los
generadores de Comahue, la región del norte patagón que
posee pesada generación hidráulica.
Un análisis inicial apuntó los estudios necesarios y las
acciones correctivas:
- identificación y modelado de los procesos
controladores;
- estudios de estabilidad dinámica y transitoria;
y
FIGURA 1 - El SADI
Los escenarios y condiciones fueron definidos, donde los
modelos matemáticos deberían responder, con buena fidelidad,
como el sistema real. Para este objetivo, el Instituto de
___________, IITREE realizó ensayos específicos en las
unidades generadoras. Algunos generadores, turbinas y
controladores que no tenían modelos confiables fueron
identificados en un tiempo muy corto.
Estudios de estabilidad dinámica fueron realizados, basados
en el enfoque de pequeñas señales, objetivando servir como
orientaciones para los ajustes de los estabilizadores.
PSSs fueron instalados en todas las mayores centrales, en
un total de setenta y tres unidades con PSSs, una capacidad
instalada de 12.503 MW, un valor más elevado que la carga
pico del sistema en el año de 1996. Casi cincuenta unidades
fueron inicialmente especificadas para teneren sus PSSs de
potencia eléctrica solamente reajustados. En función del corto
tiempo de comisionamiento, de los bajos costos y de muchas
ventajas del PSS digital (basado en la integral de la potencia de
aceleración), la instalación de nuevos equipos en todas las
centrales probó ser la mejor solución.
Para monitorar la eficiencia de los recursos aplicados y
estudiar lo comportamiento del sistema eléctrico, fue definida
la implantación de un Sistema de Monitoreo de Oscilaciones,
SMO, instalado en algunas subestaciones del país y en los
principales centros de operación. Seis SMOs fueron
suministrados para el monitoramiento de oscilaciones
electromecánicas. Cuando las oscilaciones ocurren, los datos
son transmitidos para dos centros de análisis, proveídos con
"software" de visualización de curvas [8].
A despecho de la complejidad de manear tantos diferentes
agentes, el Proyecto produció resultados muy buenos [1],
sobrepasando los objetivos originales. Algunos procedimientos
y leyes de control inadecuados fueron detectados en algunas
centrales y fueron totalmente revisados después del Proyecto.
Como uno de los resultados, la generación de la área de
Comahue, la cual estaba limitada al 37% de la carga total del
SADI, pudo ser seguramente aumentada para un nivel del 43%.
II. OBJETIVOS DEL PROYECTO
Uno de los objetivos del Proyecto era el aumento del
amortiguamiento, de los modos inter-área [ 9] [10] menos
amortiguados de la área de Comahue, hacia un mínimo del
15% para el escenario de caso base, el 10% para el caso de
pérdida de un tramo de transmisión (el escenario "N-1") y el
5% para el caso de pérdida de dos tramos del sistema de
transmisión (el escenario "N-2"). Fue definido que el Esquema
de Estabilización Suplemental, EES, debería aumentar
significativamente el amortiguamiento de los modos de
oscilación asociados con otras áreas. Estos factores de
amortiguamiento deberían estar limitados a un mínimo del 5%.
El criterio utilizado fue muy riguroso. En los EUA, por
ejemplo, un factor de amortiguamiento de la orden del 5% es
adoptado para la operación normal y un valor más bajo, el 3%,
es utilizado para contingencias.
Los recursos de estabilización deberían prevenir el SADI de
un colapso cuando de faltas dobles (por ejemplo, la apertura de
dos tramos del 500 kV de Comahue durante tornados),
reduciendo la cantidad de rechazo de carga mismo en las
peores condiciones operativas del sistema.
III. EL PSS DE POTENCIA DE ACELERACIÓN
1. EL Equipo
El estabilizador utilizado en el Proyecto fue el REIVAX
digital modelo PWX500.
2. Implementación Física
Es construido en un "rack" de 19" (máximas dimensiones:
483 x 177 x 230 mm). Con este tamaño pequeño puede ser
fácilmente ubicado en cualquier tipo de sistema de excitación
comercial.
3. Hardware
El
PWX500
es
electrónico,
construido
con
microprocesadores y tiene su acción de control hecha
numéricamente.
Él recibe información solamente de los TPs y TCs. Su
salida ajustable (de -10 a +10VCC) alimenta un resistor en el
punto de suma del RAT, cuyo valor es elegido para definir la
ganancia del equipo en la entrada del RAT.
Dos UCPs, una para control y otra para
Supervisión/Transducción, son basadas en la familia de
microcontroladores Intel MCS 96, desarrollada para ser
utilizada en aplicaciones de control en tiempo-real.
La UCP de control ejecuta la transducción de frecuencia, el
algoritmo de control y la lógica de entrada/salida, adaptación
de parámetros, etc.. La UCP de Supervisión/Transducción
ejecuta la transducción de potencia activa y tensión terminal
del generador. Ella también maneja el interfaz hombre
máquina.
Todos los parámetros principales del controlador son
almacenados en EPROM y es posible hacer modificaciones a
través del interfaz hombre máquina orientado a menú, mismo
con el sistema en operación.
4. Software
El PWX500 trabaja sobre un núcleo tiempo-real, con todo
el síntesis de las funciones de transferencia hecha a través de
cálculos en punto flotante. Los algoritmos usados para hacer
los cálculos de las funciones de transferencia fueron
exhaustivamente ensayados y son basados en métodos de
integración numérica muy robustos y otras técnicas.
5. Principio de Operación
La experiencia con el uso de los dos tipos más populares de
PSSs, el derivado de la velocidad o desvío de frecuencia f, y
aquél derivado de la potencia eléctrica Pe, indica las
características complementares de estos estabilizadores.
El PSS de velocidad o similar, que resulta del desvío de
frecuencia de la tensión terminal, f, tiene buenas características
en bajas frecuencias (abajo de la frecuencia del modo local)
pero presenta problemas en altas frecuencias (inestabilización
del modo de la excitatriz, ruido, oscilaciones torsionales, etc.)
[11].
El PSS-Pe (derivado de la potencia eléctrica) no tiene
ninguno de estos problemas en altas frecuencias, pero los tiene
en lo rango bajo del modo local: disturbios de la tensión
debidos a variaciones de generación, rechazo de carga, o
disturbios hidráulicos en la turbina.
La solución debería ser la utilización de un esquema como
presentado en la Figura 2, donde F(s) es un filtro pasa-bajas el
cual bloquea la acción de f en las altas frecuencias [15], [18].
El compensador incluye los "resets" y avanzos-atrasos
utilizados para la compensación adecuada de fase en un rango
ancho de frecuencias, usualmente de 0.1 hasta 3 Hz.
- la máquina esté sincronizada;
- llave en el frontal del "rack" esté en la posición ON;
- no haya falla en la UCP o en el fuente de alimentación.
FIGURA 2 - Síntesis simplificada del PSS
6. Diagramas de Bloques
La Figura 3 presenta el diagrama de bloques del PSS.
Xq
sT1
TRANSDUCCIÓN
f
DE
FRECUENCIA
1+4Ts
+
1+sT1
RESET
1+sT3
+
(1+sT)4
+
1+sT4
-
FILTRO
RASTREADOR
DE RAMPA
1+sT5
T1/2H
TRANSDUCCIÓN
Pe
DE
POTENCIA
1+sT6
RESET1+2H
TRANSDUCCIÓN
Vt
DE
TENSIÓN
1+sT7
1+sT8
RESET
NOLINEAL
ADELANTO
ATRASO
sT2
ADELANTO
ATRASO
RESET
K
GANANCIA
Ls
LI
F1
LIMITADOR
+
ESCALÓN
CPU
F2
R
LOGICA
EXTERNA
La ganancia del estabilizador puede ser cambiada como una
función y sobre un rango predefinido de potencia activa, para
la condición de operación de generador o bomba. Para la
operación como bomba, la polaridad es revertida.
El rango de operación prohibido, las ganancias, la salida
normal del PSS y sus valores límites son fácilmente editados
través del interfaz hombre-máquina, de forma a mantener el
estabilizador permanentemente "ON" o comandarlo "OFF" de
forma segura, con la salida del equipo en sus niveles normales:
salida negativa ≤ salida del PWX500 ≤ salida positiva
1+sT2
LOGICA
ON/OFF
PROTECCIÓN
TP
ADELANTO
ATRASO
1+sT1
TC
8. Lógica "On/Off"
Un cuidado muy especial fue tomado en la protección y la
lógica "on/off" del PWX500, de forma a no ponerlo en
operación en una condición desfavorable.
Todas estas protecciones, dinámicamente coordinadas con
el limitador de salida, evitan variaciones excesivas de la
tensión terminal, frente a cualquier disturbio, sea en el sistema
eléctrico o dentro del estabilizador.
Para hacer la reconexión del PSS es necesario que:
ALARME
LOCAL/REMOTA
PARA EL
REGULADOR
DE TENSIÓN
FIGURA 3 - Diagrama de bloques del PWX500
La parte non-lineal del PSS comprende la lógica de disparo
y reconexión (on/off) y el "reset" non-lineal.
7. "Reset" Non-Lineal
En casos de grande disturbios, especialmente aquellos
involucrando cambios en la frecuencia, un PSS de alta
ganancia puede alcanzar su límite de salida, perdiendo su
eficiencia de amortiguar oscilaciones.
Para evitar este problema, una característica non-lineal fue
introducida en el segundo "reset" del PWX500, de forma a
reducir fuertemente la salida del PSS cuando ella alcanza un
cierto nivel, asociada con un cambio en la tensión terminal en
el mismo sentido [16]. Un tiempo de retardo evita la actuación
durante oscilaciones inter-área o del modo local. La salida del
PSS rápidamente vuelve a un rango pre-ajustada (por ejemplo,
±2%) y así, el "reset" vuelve a su valor normal.
Esta estrategia evita la saturación del PSS, mantiene la
tensión terminal en niveles aceptables y mantiene un buen
amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas durante
el corto tiempo en el cual el "reset" es reducido.
9. Protecciones
Hay algunas condiciones en las cuales el PWX500 es
disparado:
- falla interna;
- pérdida de la señal de frecuencia;
- apertura del disyuntor del grupo u otro comando definido
pelo usuario;
- tensión del generador alta o baja, con el estabilizador
contribuyendo para agravar el problema.
IV. SISTEMA DE MONITOREO DE OSCILACIONES
1. El Equipo
El SMO tiene como finalidad, el monitoreo del
amortiguamiento del SADI en los modos de oscilación interárea (rango de 0,4 a 0,7 Hz), bien como el estado de operación
del sistema antes y después de disturbios. La principal
diferencia entre el SMO y un Registrador Digital de
Perturbaciones es que éste trabaja con informaciones en nivel
de la frecuencia fundamental (50 o 60 Hz).
Las medidas de potencia activa, reactiva, tensión y
frecuencia de las líneas de transmisión son las grandezas de
interés para monitoreo. Los registros del comportamiento
dinámico del sistema son hechos en las unidades de monitoreo
instaladas en las plantas, con operación desasistida y
programación local o remota a través de los centros de control
e estudio. Los datos adquiridos son transferidos para las
unidades de análisis, instaladas en los centros de control y
estudios, con capacidad de cálculos y manipulaciones gráficas
sobre los registros de las señales.
2. Arquitectura
Se estableció una arquitectura modular y flexible para el
sistema. Las funcionalidades fueron divididas en tres grupos
distintos: adquisición de señales, comunicación de datos y
análisis de señales. Para la implementación de hardware y
software se usó módulos específicamente proyectados y
productos comerciales.
Fueron definidas Unidades Locales de Monitoreo (ULM) y
Unidades Centrales de Análisis (UCA), basadas en
microcomputadoras, equipadas con hardware y software
adecuados a las funcionalidades.
Las ULMs operan desasistidas, permitiendo el monitoreo
de señales (mediciones directas), calculo de grandezas
asociadas (mediciones indirectas), detección de eventos,
almacenamiento de registros y transmisión para las UCAs.
Estas permiten la recepción, gerenciamiento, análisis y
manipulación de registros, bien como el control remoto de las
ULMs. La comunicación entre ULMs y UCAs es hecha a
través de líneas telefónicas dedicadas al equipo.
Una visión general de la arquitectura es presentada en la
Figura 4.
Los estudios fueron realizados mirando dos años adelante.
Comparaciones entre nuevos y viejos escenarios fueron
realizados través de simulaciones de disturbios severos.
Simulaciones de todo el sistema permitieron análisis de
comportamientos incluyendo determinados equipos no
modelados en estudios de estabilidad de pequeños señales,
como la actuación de los resistores de frenado de El Chocón y
Planicie Banderita, el sistema de desconexión automática de
generación y sistemas de rechazo de carga.
Los resultados de las simulaciones también fueron
utilizados como referencias para el ajuste y comisionamiento
de los PSSs. Los modelos eran corregidos en los casos que
presentaban un comportamiento distinto del esperado en el
campo.
Los estudios de estabilidad transitoria y de pequeñas
señales fueron hechos casi que simultáneamente, ambos
recibiendo realimentación de los ensayos de campo. Este
procedimiento fue seguido en función de las restricciones que
afectaban algunos conjuntos de ajustes, recomendados en
algunas centrales con equipos muy particulares, como, por
ejemplo, El Chocón. En esta central, un control conjunto de
tensión de acción rápida requería ajustes significativamente
diferentes de aquellos recomendados por los estudios. En otras
centrales, la compensación de avanzo estimada no fue
implementada debido a ruido excesivo o pérdida del
amortiguamiento del modo de la excitatriz.
B. Estabilidad de Pequeñas Señales
FIGURA 4 - Arquitectura del SMO.
V. IDENTIFICACIÓN Y MODELADO
La precisión de la base de datos, principalmente los
modelos, fue inicialmente cuestionada y así existió la
necesidad de identificar algunos controladores y procesos.
Los controladores, gobernadores y sistemas de excitación,
fueron identificados a través de ensayos de campo,
determinando características estáticas e dinámicas de forma
clásica [4]. Ensayos de rechazo de carga [7] fueron hechos para
obtener parámetros de los generadores. Todas estas actividades
fueron hechas en un período relativamente corto de tiempo.
VI. ESTUDIOS DE ESTABILIDAD
A. Estabilidad Transitoria
El estudio de estabilidad dinámica [3] fue realizado a través
de técnicas de análisis modal [12], con una representación
linealizada del sistema. Los elementos pasivos, compensadores
estáticos controlados, máquinas rotativas y sus controladores
fueron modelados. La evaluación de la estabilidad dinámica
fue basada en los factores de amortiguamiento de los
autovalores asociados a los varios modos de oscilación,
llevando en cuenta las diferentes configuraciones del sistema y
las condiciones operacionales de la red de transmisión. Un total
de 85 escenarios, considerando despachos de generación y
configuraciones del sistema de transmisión fueron estudiados.
Para un análisis completo del sistema, 16 casos fueron
estudiados. Sesenta casos consideraron contingencias simples y
siete casos consideraron fallas dobles.
Través del uso del programa PACDYN [13], fue posible
analizar muchos aspectos importantes como:
- modos dominantes del oscilaciones intra-plantas, locales,
multi-máquinas y inter-áreas;
- observabilidad de modos críticos en variables relevantes;
- residuos de las funciones de transferencia, considerando
contingencias simple o dobles aplicadas en puntos
distintos de la red eléctrica;
- ajuste de los PSSs de cada generador, llevando en cuenta
la máquina trabajando contra una barra infinita o
conectada al sistema de potencia;
- análisis secuencial del conjunto de configuraciones
eléctricas, con distintas cargas y despachos de
generación, observando la variación de los polos
dominantes para una determinada función de
transferencia.
Dos modos dominantes existen en el área de Comahue: uno
en el rango de 0.43 hasta 0.52 Hz y otro en el rango de 0.52
hasta 0.60 Hz. Sus amortiguamientos, considerando la
presencia de todos los nuevos estabilizadores y cargas de
impedáncia constante, quedaron por encima de 205 para todos
los escenarios del caso base. Con un modelado de carga más
realista, I constante para la carga activa y Z constante para la
parte reactiva, adoptado en el estudio, las ganancias de los
PSSs necesitaron de un aumento de manera a mantener el
amortiguamiento de estos dos modos por encima del 15%. Con
estos nuevos ajustes de los estabilizadores los niveles de
amortiguamiento especificados en el Pliego: el 15% para los
casos base, el 10% para los escenarios "N-1" y el 5% para los
escenarios "N-2", pudieron ser obtenidos en los estudios de
estabilidad de pequeñas señales.
Los ensayos de campo y mediciones efectuadas mostraron
la necesidad de revisar algunos modelos. Una revisión de los
estudios detectó siete casos "N" con factores de
amortiguamiento menores que el 15% y once casos "N-1" con
factores de amortiguamiento más bajos que el 10%. No hubo
problemas con los casos "N-2". Los problemas estaban
asociados con la performance del control conjunto de las
centrales El Chocón y Planicie Banderita. Después del
Proyecto, las leyes de control de estas dos centrales fueron
significativamente modificadas.
Los estudios también concluyeron que una pequeña
degradación del amortiguamiento de los modos inter-área
ocurría cuando los gobernadores eran representados.
Los estudios de estabilidad de pequeñas señales no
solamente soportaran las simulaciones de estabilidad transitoria
y los ajustes de los PSSs, sino ayudaron a definir una adecuada
ubicación para los SMOs. El trabajo fue hecho a través de
cálculo de los factores de observabilidad asociados a los dos
dominantes autovalores del área de Comahue y a los otros dos
modos asociados a otras áreas.
C. Otros Estudios
En algunos casos otros tipos de estudios, básicamente
simulaciones, fueron necesarios de forma a apoyar los ensayos
de campo, particularmente en casos especiales y no usuales.
Estas simulaciones fueron hechas por la gente que soportaba
los ensayos en las oficinas de REIVAX. La Figura 4(a)
presenta una simulación de respuesta al escalón en El Chocón,
con la maquina en 140MW/0MVAr, sin PSS, en control
individual de tensión, CI, y en control conjunto de tensión, CC.
En esta simulación solamente dos maquinas fueron
representadas. La Figura 4(b) presenta un ensayo de campo con
la máquina en las mismas condiciones pero con seis máquinas
en operación.. Es posible observar la diferencia significativa de
comportamiento, principalmente en la ganancia estática,
cuando las maquinas están en diferentes modos de control y
con un numero diferente de máquinas en operación. Se puede
apuntar que con seis máquinas la ganancia estática es mucho
mayor.
FIGURA 4 - El Chocón, escalón de 1% en una máquina
en CC y CI:
(a) - simulación con dos máquinas;
(b) - ensayo de campo con seis máquinas.
VII. IMPLEMENTACIÓN
Había dos centrales previamente equipadas con el
PWX500, en el sistema Argentino, como presenta la Tabla 1.
TABLA 1 - PSSs REIVAX en operación en 1996.
CENTRAL
Loma de la Lata
Agua del Cajón
TIPO
Gas
Gas
UNIDADES x Pe
3 x 125 MW
1 x 125 MW
La implementación de los equipos fue dividida en dos
fases, visando primeramente mejorar el amortiguamiento en las
áreas más críticas, conforme planeado entre los agentes
involucrados con el Proyecto.
A. Primera Fase del Proyecto
A.1 Centrales
La Tabla 2 presenta los nuevos PSSs instalados en la
primera fase.
TABLA 2 - Centrales de la primera fase
CENTRAL
Alicurá
Agua del Toro
El Chocón
Los Reyunos
Planicie Banderita
Río Grande
Piedra Buena
TIPO
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Carbón
UNIDADES x Pe
4 x 250 MW
2 x 65 MW
6 x 215 MW
2 x 112 MW
2 x 230 MW
4 x 189 MW
2 x 310 MW
Los estudios de estabilidad dinámica apuntaron un aumento
significativo en los factores de amortiguamiento después de
esta fase: elles cambiaron de un rango del 2.5-5.9% hasta 10.515.2% dependiendo de las condiciones de despacho. Contuvo,
como visto después, habían algunas imprecisiones en el
modelado. Las correcciones en los modelos resultaron en
algunos amortiguamientos de modos inter-áreas más bajos que
el especificado. Este problema fue resuelto pelo reajuste de los
estabilizadores de El Chocón y Planicie Banderita, en una
ocasión posterior.
A.2 Ensayos de Campo
Las Figuras 6,7 y 8 presentan las respuestas al escalón del
1% para las centrales de Alicurá y Planicie Banderita.
FIGURA 6 - Alicurá: Respuesta al escalón (250 MW)
FIGURA 7 - Banderita: Respuesta al escalón (160 MW)
Para la central de Río Grande un escalón del 2% ha sido
aplicado.
FIGURA 10 - P. del Aguila: respuesta al escalón (350 MW).
FIGURA 11 - Respuesta al escalón en Embalse (648 MW).
FIGURA 8 - Río Grande: respuesta al escalón (170 MW)
La Figura 9 presenta el impacto en la tensión en una tomada
de carga activa, en Alicurá (saliendo del 89%), con lo viejo y el
nuevo PSS. Es posible observar la performance superior del
nuevo PSS para rechazar los efectos de las variaciones de
potencia mecánica sobre la tensión terminal.
FIGURA 9 - Tomada de carga activa en Alicurá
B. Secunda Fase del Proyecto
B.1 Centrales
La secunda fase, ejecutada tres meses después, involucró
ensayos y comisionamiento de los PSSs en las centrales
listadas en la Tabla 3.
TABLA 3 - Centrales de la secunda Fase
CENTRAL
Piedra del Aguila
Salto Grande
Yacyciretá
Agua del Cajón
Agua del Cajón
Güemes
Güemes
Embalse
TIPO
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Gas
Gas
Gas
Gas
Nuclear
UNIDADES x Pe
4 x 350 MW
14 x 135 MW
20 x 155 MW
1 x 125 MW
5 x 48 MW
2 x 60 MW
1 x 125 MW
1 x 648 MW
B.3 Ensayos de Campo
Las Figuras 10 y 11 presentan las respuestas al escalón del
1% en las centrales de Piedra del Aguila y Embalse.
C. Resultados Globales y Dificultades Encontradas en el
Proyecto
Una buena performance fue observada en el
amortiguamiento de los modos intra-planta en todas las
máquinas ensayadas. Fue posible observar también, un buen
comportamiento en el amortiguamiento del modo local (una
máquina solamente) en Embalse.
Además de ser un gran Proyecto, la implementación de los
PSSs tuvo que enfrentar algunas dificultades, como:
- la lenta respuesta de excitatrizes rotativas o brushless,
requiriendo mucho más esfuerzo para ajustar los PSSs
para amortiguar los modos intra-planta asociados;
- El CC de acción rápida, principalmente en El Chocón y
Planicie Banderita, amplificaba los modos intra-planta.
Aún más, el CC tornaba la potencia reactiva altamente
sensible a las variaciones de potencia mecánica, mismo
utilizando el PSS derivado de la integral de la potencia de
aceleración, el cual es bien conocido como teniendo
elevado rechazo a las variaciones de potencia mecánica;
- los criterios distintos de ajuste de los RATs para
máquinas de una misma central;
- el corto tiempo planeado pelos propietarios para
comisionamiento de centrales críticas (en una central a
gas todos los seis PSSs fueron ajustados en una única
noche).
La Figura 12 presenta la respuesta al escalón del 0.5% en
una máquina de El Chocón operando en CC, con todas las
máquinas de las centrales operando con la carga plena. Debe
ser observada la fuerte amplificación causada por la
característica astática del CC en la barra de 500kV la cual
aumenta mucho la ganancia estática de la función GEP(jw)
[17].
La Figura 13 presenta las distintas respuestas al escalón
obtenidas para tres máquinas de Agua del Cajón en las mismas
condiciones porcentuales de carga.
FIGURA 12 - Respuesta al escalón del 0.5% en El Chocón
400
Ensayo # 12
300
200
S i m u la c i ó n
P (M W )
100
0
5
10
15
-1 0 0
FIGURA 13 - Respuestas al escalón del 1% en Agua del Cajón
20
t(s )
FIGURA 16 - Potencia activa: línea Rincón - Salto Grande.
VIII. TESTES DEL SADI
Algunos ensayos fueron conducidos sobre el SADI para
verificar la performance y hacer comparaciones con las
simulaciones de estabilidad transitoria [5]. Registros de estos
ensayos fueron producidos utilizando los SMOs. Aun con las
dificultades de reproducir exactamente las mismas condiciones
operativas, los resultados, en general, pueden ser considerados
buenos. Una aproximación muy razonable fue obtenida. Los
estudios de estabilidad se mostraron muy conservativos, pues
el sistema presentó un amortiguamiento mejor que aquello
anticipado por los estudios.
En la Figura 14 es presentado los transitorios de potencia
activa en la línea de 500 kV El Chocón - Puelches para una
desconexión trifásica (ensayo # 1) y para una falla monofásica
(ensayo # 4) en la línea de 500 kV Chocón Oeste - Choele
Choel (lado de El Chocón). La Figura 15 presenta el flujo de
potencia activa en la línea de 500 kV Rincón - Resistencia en
lo mismo ensayo. Las simulaciones y testes están presentados
en las figuras.
La Figura 16 presenta los transitorios de potencia activa en
la línea de 500 kV Rincón - Salto Grande para una falla
monofásica en la línea de 500 kV Resistencia - Romang (lado
de Resistencia).
La Figura 17 presenta los transitorios de potencia activa en
la línea de 500 kV Rincón - Yacyretá en el mismo ensayo. Las
simulaciones y ensayos son también comparados en esta
central.
300
250
Ensayo # 4
200
Simulación
150
Ensayo # 1
50
25
Ensayo # 12
P (M W )
0
5
10
15
20
-2 5
S im u la c ió n
-5 0
t(s )
FIGURA 17 - Potencia activa: línea Rincón - Yacyretá.
El análisis modal de la señal a través del método de PronyKumaresan [6], disponible en el software de visualización de
curvas en los centros de análisis, es muy útil en el análisis de
señales de sistemas de potencia. El resultado de esta operación
es una señal recuperada y un gráfico en el plan "s" complejo, el
cual es presentado con sus resúmenes de curva presentando las
informaciones de polos y componentes de la señal. Aún son
disponibilizados los resultados de frecuencia, amortiguamiento
y más la fecha de la curva para inclusión en un archivo ASCII,
a través de lo cual es generado el Histograma de
Amortiguamiento. Para ilustración es presentada la Figura 18
donde puede ser observado una señal de oscilación de potencia
resultante de la aplicación de un escalón de tensión del 2,5%,
adquirido en la central Yacyretá (en el lado Argentino),
descompuesto y analizado a través del método de PronyKumaresan. Los componentes de esta señal pueden ser vistos
en la tabla 4. Los puntos sobre la curva corresponden a la señal
reconstruida a través del método de Prony.
100
50
P(MW)
0
5
-50
10
15
20
-100
-150
.
t(s)
-200
FIGURA 14 - Potencia activa: línea El Chocón - Puelches.
50
25
Ensayo # 4
Sim ulación
0
P(M W )
5
10
15
20
Ensayo # 1
-25
-50
t(s)
FIGURA 15 - Potencia activa: línea Rincón - Resistencia.
FIGURA 18 - Potencia en la línea de 500 kV.
TABLA 4 - Componentes de la señal de la Figura 18.
AMPLITUD
FASE
0.97471
0.0000
0.60722 -46.7126
1.15155 -113.7684
1.72396 135.4579
0.68904
-8.1250
0.86765 -45.5917
0.06340 163.0927
0.12054 63.6149
FRECUENCIA DECAIMIENTO AMORTIGUAMIENTO
0.000000
0.592331
1.054458
1.517216
1.874520
2.520159
3.343739
5.387897
0.00000
0.61625
0.73160
0.50635
0.81039
2.19047
0.63774
0.99805
0.00000
16.33589
10.97569
5.30406
6.86431
13.70297
3.03412
2.94689
IX. DESPUÉS DEL PROYECTO
Como consecuencia de los buenos resultados de lo
Proyecto, cuatro centrales adicionales, conforme presentado en
la Tabla 5, fueron equipadas con el PWX500, adicionando
1,126 MW a la generación ya equipada con el PSS.
Presentemente, el País tiene alrededor de 50% de su potencia
instalada equipada con los estabilizadores de integral de
potencia acelerante PWX500.
TABLA 5 - Nuevos PSSs después del Proyecto
CENTRAL
Futaleufú
Tucumán
Ave Fenix
Aluar
Aluar
TIPO
Hidráulica
Gas
Gas
Gas
Gas
UNIDADES x Pe
4 x 100 MW
2 x 140 MW
4 x 61 MW
4 x 40 MW
1 x 42 MW
Las leyes de control de tensión fueron modificadas para las
más viejas y aún importantes centrales de Comahue: El Chocón
y Planicie Banderita, las cuales aún eran las responsables por el
control de tensión en la región de Comahue. Por el facto de que
actualmente estas máquinas están operando en control
individual, (con un control conjunto lento que actúa como un
control secundario), es ahora posible dividir la tarea con las
otras grandes centrales de Comahue: Piedra del Aguila y
Alicurá. Este cambio tornó posible el reajuste de los PSSs, con
un aumento significativo de la ganancia, propiciando un
aumento de amortiguamiento tanto para los modos de
oscilación inter-área, como los modos intra-planta.
X. OTROS ASPECTOS DE INTERÉS
En un tiempo relativamente corto, el SADI pasó por una
profunda transformación dinámica. Este cambio rápido del
perfil dinámico del sistema podría mostrarse como algo muy
peligroso, algo nunca antes hecho en sistema alguno. Contudo,
con la ayuda de los estudios, el comisionamiento de los PSSs
en dos fases fue adecuadamente acompañado.
Por el facto de los sistemas de control estuvieren
conectados en máquinas en operación comercial, el
planeamiento de las tareas y la ejecución de los ensayos
requirieron un importante esfuerzo de coordinación, de manera
a garantizar que los trabajos de campo fueran ejecutados sin
afectar la calidad de los servicios debido a fallas o
circunstancias imprevistas.
Los trabajos en argentina desvendaron algunos problemas
muy interesantes de interacción entre PSSs y gobernadores. En
sistemas como el Argentino, donde los modos lentos de
regulación de velocidad (períodos de 20 a 40s) presentan
amplitudes elevadas, durante, por ejemplo, pérdidas
significativas de generación, problemas muy severos pueden
ocurrir: pérdida general de amortiguamiento debida a la
saturación simultánea de la mayor parte de los estabilizadores y
actuación inadecuada de la protección de pérdida de excitación,
debida a la falta de coordinación entre los limitadores de
mínima excitación y los PSSs. El "reset" non-lineal,
implementado en el PWX500, probó ser una solución eficiente,
mismo en máquinas con sistemas de excitación no proveídos
con un limitador de mínima excitación [16].
XI. ASPECTOS DE COSTO
Los aspectos prácticos del Proyecto mostraron que el uso
extensivo de PSSs adiciona un alto beneficio a un bajo costo,
principalmente se soportado por estudios de estabilidad. Esto
aun es más evidente si comparamos con soluciones
alternativas, como, por ejemplo, el uso de dispositivos FACTS
o la expansión de la transmisión. El costo total del Proyecto,
alrededor de US$10 millones (incluyendo todos los otros
sistemas como la desconexión automática de generación, los
relés de subfrecuencia y los sistemas supervisórios). Este costo
es 15 veces menor que aquello necesario para la expansión
estructural del sistema de transmisión.
El sistema actualmente en operación permite un aumento de
calidad del servicio y retornos anuales de US$9.3 millones,
debido al aumento alrededor de 600 MW en la capacidad de
transmisión [14].
XII. CONCLUSIONES
CAMMESA puso mucho esfuerzo en obtener una mejor
performance dinámica para el sistema Argentino. Debe ser
apuntado que solamente con reglas y responsabilidades bien
definidas, como aquellas definidas antes de la privatización del
sistema eléctrico, el esfuerzo conjunto de todos los
involucrados ha producido buenos resultados en el sentido de
la optimización del sistema. El Pliego del Proyecto fue muy
claramente escrito y detallado, un hecho que fue instrumental
para el suceso global de los trabajos. Esta nueva realidad ha
proveído un mejor uso del sistema, con la eliminación de
restricciones de estabilidad a los generadores conduciendo a un
aumento de la energía disponible.
Los ensayos de campo, para evaluar factor de
amortiguamiento inter-área del sistema, mostró la mejoría de
performance obtenida.
En este trabajo, los estudios y ensayos de campo se
complementaron, dando consistencia a esta profunda
transformación dinámica en el sistema de potencia.
Las facilidades para realizar ensayos y para definir ajustes
propiciadas por los PWX500, combinadas con los
procedimientos de campo implementados, permitirán la
ejecución de los trabajos con un mínimo de interferencia sobre
la operación del sistema.
Otro importante aspecto es la disponibilidad de recursos de
transmisión de datos, los cuales permiten que otros
especialistas trabajen junto al personal de campo, a despecho
de las distancias involucradas.
Leyes de control desnecesarias y complicadas, como
aquella del CC de El Chocón y Planicie Banderita, fueron
cambiadas por leyes más adecuadas y robustas. Esta
modificación permitió el amortiguamiento de las oscilaciones
dinámicas entre máquinas en esta central.
En un proyecto hecho en un sistema tan grande, una
relación de costo/beneficio muy ventajosa es proveída pelo uso
extensivo de PSSs. Sin las facilidades de soporte referidas
arriba, como estudios, ensayos, etc., los costos podrían
aumentar hasta sobrepassar el precio de los propios equipos.
Este Proyecto también mostró que, es más económico y
técnicamente más eficiente - tanto para la instalación como
para una base de largo termo - cambiar los equipos por
nuevos, con tecnología digital, que estudiar, modelar e
reajustar viejos estabilizadores analógicos basados en la
potencia activa.
AGRADECIMIENTOS
Los autores desean expresar sus agradecimientos a la gente
involucrada con el Proyecto, notadamente las muy cooperativas
personas que trabajan en las centrales y particularmente Jorge
Aguero, de IITREE y Guillermo Schienemann, de ABB.
REFERENCIAS
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Agosto de 1987.