Estabilidad de Pequeña Señal

Estabilidad de Pequeña Señal
Septiembre de 2007
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Conceptos Básicos
Estabilidad de un sistema de potencia: propiedad del sistema de mantener el equilibrio
en cualquier punto de trabajo bajo condiciones nominales y recuperar un estado de
equilibrio aceptable después de estar sujeto a un cambio o perturbación
Los sistemas eléctricos presentan perturbaciones continuas durante su operación, de
las cuales la mayoría son de pequeña magnitud (generación - demanda)
Conceptos Básicos
Los sistemas responden a las perturbaciones con oscilaciones entre sus componentes,
en el intento de encontrar un punto de equilibrio.
Cuando las oscilaciones involucran masas rodantes, se denominan electromecánicas
Durante las oscilaciones electromecánicas se intercambia energía cinética en forma de
potencia eléctrica (oscilaciones de potencia).
Rotores oscilan con frecuencias entre 0.1-2.0 Hz.
Conceptos Básicos
El amortiguamiento y frecuencia de las oscilaciones electromecánicas,
depende de los modos de oscilación del sistema.
El cálculo y análisis de estos modos, es el área de estudio de la estabilidad
de pequeña señal.
La principal herramienta que proporciona la estabilidad de pequeña señal para
estudiar los modos de oscilación es el análisis modal
Modos de Oscilación
Modo Intraplanta
Oscilación de una unidad de la planta con respecto a otra u otras unidades de la
misma planta: 1,5 - 2,5 Hz
Modo Local
Oscila una planta contra el sistema: 0,8 - 1,8 Hz
Modo Interplanta
Oscila una planta contra otra cercana 0,8 - 1,8 Hz
Modo Interárea
Oscila un grupo de máquinas contra otro grupo de máquinas en otra parte del
sistema 0,1 - 0,8 Hz
Modos de Oscilación
Referencias Internacionales
Frente a las oscilaciones de potencia, las compañías eléctricas en el
mundo utilizan principalmente dos indicadores:
Factor de amortiguamiento relativo
ξ (Análisis Modal)
Constante de tiempo de la caída de la amplitud 1/|σ|
(simulaciones en el tiempo)
Northeast Power Coordinating
Council and Ontario Hydro
Cuando en los estudios se observan oscilaciones con ξ < 3 %, advierten sobre
la presencia y su riesgo.
Analizan la sensibilidad de ξ a las condiciones de operación y a los
parámetros del sistema .
Con adecuado ajuste de PSSs el objetivo es ξ > 10%
Los problemas de modo de oscilación se enfrentan cuando se experimentan
en la operación real o cuando son claramente evidentes a partir de
simulaciones en el dominio del tiempo.
Australia
El amortiguamiento es adecuado si el modo menos amortiguado no
sobrepasa los 5 segundos.
El rango de frecuencia en modo interárea es de 0.15 a 0.7 Hz
En el sistema de Queensland se considera adecuado si ξ > 5 %
Eslam, Dinamarca
El sistema se considera adecuadamente amortiguado si las oscilaciones
desaparecen en las simulaciones en tiempos entre 10 y 20 segundos
Nueva Zelanda
Frente a contingencias en las que haya salida de generación, la red que
sobrevive debe estabilizarse frente a oscilaciones de frecuencia/potencia
en 12 segundos.
STANETT - Compañía de transmisión de
Noruega
Establecen criterios para planeamiento y operación de las redes de
132 kV a 420 kV .
El sistema debe ser estable ante fallas trifásicas sólidas despejadas
en 100 ms sin recierres o fallas monofásicas de 100 ms, con
recierre no exitoso y desconexión definitiva.
En las simulaciones, las oscilaciones se deben amortiguar en un
lapso entre 10 y 20 segundos.
ESB National Grid, Irlanda
El sistema debe estar positivamente amortiguado frente oscilaciones de
potencia de baja frecuencia.
Se espera un ξ > 5 % con un tiempo de decaimiento de 16 segundos para
oscilaciones de 0.8 Hz.
Western Systems Coordinating Council
Agrupa 11 estados de los Estados Unidos, Columbia Británica, Alberta
(Canadá) y el norte de Méjico.
Ha establecido como política instalar PSSs en todas las unidades
existentes de más de 75MVA con adecuados AVRs y en todas las
unidades nuevas de generación, independiente del tamaño y de la
propiedad.
Modelos adicionales al generador sincrónico
REG. VELOCIDAD
PCO
SISTEMA DE
POTENCIA
TURBINA
PMU
GENERADOR
REGULADOR
DE TENSION
(AVR)
CONTROLES
ESTABILIZADOR
SISTEMA POTENCIA
VCO
PSS
SISTEMA
Diagrama de bloques funcional de un
sistema de excitación
VERR
+
VREF
-
Vc
TRANSDUCTOR-COMPENSADOR
POR CARGA
Vt
IFD
REGULADOR DE
VOLTAJE
VF
VS
VR
EXCITATRIZ
It
EFD
GENERADOR Y
SISTEMA DE
POTENCIA
ESTABILIZADOR DEL
SISTEMA DE EXCITACIÓN
ESTABILIZADOR DEL
SISTEMA DE POTENCIA
VS1
Diagrama de bloques modelo sistema
excitación tipo IEEE-DC1A
Vrmax
VUEL
X3
VS
Verr
Σ
+
-
H.V
GATE
1+STc
1+STb
UV
X2
UR
1
Ka
VR
-
STe
Σ
+
1+STa
US
Vk
X1
1
EFD
VFE
VF
Vrmin
Se[EFD]+Ke
X4
S
1+STf
VT
VC = VT+(RC+jXC)IT
IT
UF
VC
Kf
X5
1
1+STr
Vref
VI
+
-
Σ
UPSS
Verr
+
Diagrama de bloques modelo PSS
Posibles
señales de
entrada
“Washout”
∆ Pe
∆W
∆f
∆ Pacc
Adelanto
Atraso 1
Adelanto
Atraso 2
Ganancia
LH
TWS
1 + TWS
(1 + T1S)
(1+T2S)
(1 + T3S)
(1 + T4S)
K
LM
Vs
Registros reales
Registros reales
Estabilizador del Sistema de Potencia PSS
Función: amortiguar oscilaciones modulando el voltaje terminal
Objetivo: Provocar torque eléctrico en fase con el desvío de velocidad, en una
determinada franja de frecuencias (torque de amortiguamiento)
Señal de entrada: Variación asociada a la parte mecánica (Pe, f, w, Pa, δ, o una
combinación de estas señales)
PSS - Historia
Gaden, en 1947: ajuste del AVR para amortiguar oscilaciones;
Años 60, el voltaje terminal en fase con la frecuencia: base de la acción de los
PSSs;
Años 70 De Mello y Ontario Hydro: proponen usar potencia acelerante (Pac)
como señal de entrada.
Problemas operativos de diferentes tipos de PSS.
Modos de alta frecuencia, inestables para PSS derivados de la frecuencia y
velocidad, y pueden desestabilizar el modo de la excitatriz (2,5 - 4,0 Hz );
Variación de la potencia reactiva en las toma de carga activa. Solución: estructura y
filtro rastreador de rampa.
Ajuste poco robusto (carga y topología) con PSS derivado de la frecuencia;
Oscilaciones de presión (cavitación en turbinas Francis)
Problemas operativos de diferentes tipos de PSS.
Interacción con modos lentos del regulador de velocidad
Sobre-tensiones en situaciones de sub-frecuencia
Bajo amortiguamiento de modos con frecuencia elevada.
Restringe uso en modos inter-área y cavitación
El "reset" atenúa el problema pero no lo resuelve;
Necesita señales con gran rechazo a bajas frecuencias;
Requiere de selección de criterios de variables y niveles de bloqueo y reconexión;
Requiere de la atenuación a altas frecuencias
PSS - Historia
Años 70 De Mello y Ontario Hydro: proponen usar potencia acelerante (Pac)
como señal de entrada
1983, 1a aplicación en planta hidroeléctrica: Salto Osório, Brasil
1988, Filtro rastreador de rampa: adoptado por la Ontario Hydro
PSS - Historia
1989, PSS Pac instalado en varias plantas brasileñas.
1990, cambio para PSS Pac en las principales plantas del Brasil
1994, 1os PSS Pac en Colombia, en Chivor
1996, PSS Pac en las plantas del sistema argentino
1998, PSS Pac en Colombia, en Chivor 2da etapa;
Pac: mundialmente aceptada como la estructura capaz de presentar
amortiguamiento en una franja ancha de frecuencias, sin provocar efectos
colaterales como los PSS derivados de la potencia eléctrica o frecuencia
Estudios realizados por el C.N.D.
Mediante el análisis modal, y sin los controles de las unidades de
generación, se identifican los modos de oscilación naturales del sistema.
Se caracterizan los modos de oscilación de menor amortiguamiento
Se validan los modos mediante simulaciones en el tiempo
Se realizan continuamente estudios (por los cambios topológicos)
procurando medidas operativas para mejorar el amortiguamiento natural
del Sistema Interconectado Nacional.
Se realizan estudios para la sintonización en forma coordinada de los
dispositivos de control existentes.
Las soluciones definitivas exigen inversiones en equipos de control (PSS).
Estudios realizados por el C.N.D.
Los estudios de conexión establecen que las unidades nuevas deben tener
PSS.
Estos estos equipos se deben conectar atendiendo las recomendaciones de
ajuste del CND.
Los modelos de los equipos de control de los generadores requieren
normalización.
El ajuste realizado por el fabricante usualmente no tiene en cuenta la
interacción con el Sistema Interconectado Nacional.
Análisis Modal
topología marzo 26
Período 19 - Lunes marzo 26 de 2001
Condición Original: línea S.Carlos-Barbosa y dos
unidades de S.Carlos conectadas a Antioquia
4 unds de S.Carlos + 3 Plys + 2 Gtps conectadas
área S.Carlos+MglenaMedio
1
0.8
0.6
1
0.42
0.44
0.4
0.22
0.22
0.2
0
-0.2
TEMCALS1
TEMCALG1
-0.2
SALVA1_3
-0.33
-0.29
BETAN1_3
-0.35
GUADP1_6
-0.6
-0.44
-0.29
ALTOA1_3
-0.4
Modo 292
Frecuencia 0.64 Hz
ξ : 2.697 %
-0.8
GUAVI1_5
CHIVO5_8
CHIVO1_4
SCARL5_8
SCARL1_4
-1
SCARL_AB
Conexión Radial S Carlos-Barbosa
Barraje Guatapé abierto
Con Purnio - Noroeste
-0.2
Calle 12 Sur N°18 – 168, PBX: 57(4) 317 2929, Medellín – Colombia
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