Subdirección de Programación Criterios de Diseño de la Red Eléctrica Principal de CFE Septiembre,2007 Subdirección de Programación Criterios de Diseño de la Red Eléctrica Principal de Comisión Federal de Electricidad Criterios de diseño de la red de transmisión Las adiciones de capacidad de transmisión que se requieren para abastecer la demanda esperada a costo mínimo, se determinan mediante estudios técnicos y económicos de las opciones disponibles, aplicando los criterios establecidos de seguridad, calidad, confiabilidad y economía. Los Beneficios que se derivan de la expansión de la red eléctrica principal están relacionados con uno o mas de los conceptos siguientes: MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios de diseño de la red de transmisión • Seguridad. Posibilidad de mantener operando en sincronismo las unidades generadoras inmediatamente después de una contingencia crítica de generación o transmisión. • Calidad. Posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los rangos aceptables. • Confiabilidad. Reducción del valor esperado de la energía que no es posible suministrar, debido a posibles fallas de los elementos del sistema. • Economía de la operación. Reducción de los costos de operación del sistema eléctrico. MAAR*mary Subdirección de Programación CRITERIOS UTILIZADOS EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE LA RED DE TRANSMISIÓN, MEDIO Y CORTO PLAZO CRITERIO OBJETIVO MÍNIMO DE DISEÑO Calidad de servicio bajo condiciones normales. Debe conservarse el voltaje dentro de un rango de variación, con respecto a la tensión nominal. Confiabilidad de estado permanente ante contingencia sencilla1. Evitar cualesquiera de los eventos siguientes: a) b) c) Interrupción de servicio excepto cuando la carga se alimenta en forma radial. Sobrecarga en líneas de transmisión o banco de transformación. Violación de límites de voltaje en subestaciones. Seguridad en condiciones transitorias posteriores a la contingencia sencilla1. Evitar cualesquiera de los eventos siguientes: Pérdida de sincronismo de las unidades generadoras. a) Sobrecarga de los elementos de transmisión. b) Disparo de carga por baja frecuencia. c) Violación de los límites de voltaje en los nodos de la red troncal. d) Económico Seleccionar la opción de mayor diferencia Beneficio-Costo. 1 Contingencia sencilla, salida de unidad generadora, línea de transmisión o banco de transformación. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios de diseño de la red de transmisión Confiabilidad de estado permanente ante contingencia sencilla (n-1). El objetivo mínimo de diseño consiste en evitar cualesquiera de los eventos siguientes: • Interrupción del servicio, excepto cuando la carga se alimenta en forma radial. • Sobrecarga en líneas de transmisión o bancos de transformación. • Violación de límites de voltaje en subestaciones. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios de diseño de la red de transmisión Calidad de servicio, en condiciones normales y ante contingencia sencilla (n-1). El objetivo mínimo de diseño consiste en evitar que los voltajes de los nodos de carga se desvíen de sus límites aceptables. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios de diseño de la red de transmisión Seguridad en condiciones transitorias posteriores a la contingencia sencilla (n-1). El objetivo mínimo de diseño consiste en evitar cualesquiera de los eventos siguientes: •Pérdida de sincronismo de las unidades generadoras. •Sobrecarga en los elementos de transmisión. •Disparo de carga por baja frecuencia. •Violación de los límites de voltaje en los nodos de la red de transmisión. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios de diseño de la red de transmisión Tipos de falla. •Monofásica. Maniobras asociadas a la falla. • El tiempo de libramiento para falla monofásica en estudios de estabilidad transitoria se considera de seis ciclos, incluyendo el tiempo de respuesta del equipo de protección y el tiempo de operación de los interruptores. MAAR*mary Subdirección de Programación Estabilidad de la frecuencia • El control de frecuencia ante contingencias exige una distribución de la reserva de potencia activa en las diversas áreas del sistema interconectado. Esto permite tener una mejor característica de regulación y disponer de reserva en áreas eléctricas estratégicas, de acuerdo a la estructura del sistema, para los casos de operación en islas eléctricas. • Adicionalmente la concentración de reserva en ciertas áreas de control puede dar lugar a la sobrecarga de enlaces de interconexión y la posible pérdida de los mismos. • La distribución del márgen de regulación involucra también un compromiso entre seguridad y economía, ya que al asignar a las unidades mas eficientes un márgen de regulación se incurre en un diferencial de costos de operación importante. MAAR*mary Subdirección de Programación Estabilidad de la frecuencia • Operativamente se ha implantado el criterio de soportar la pérdida de la mayor generación o de una línea de interconexión sin tener operación de relevadores de corte de carga por baja frecuencia. • En el caso de esquemas de desconexión de carga por baja frecuencia, se trata de diseñar y coordinar los cortes de carga necesarios para contrarrestar la caída de la frecuencia. • En el caso del sistema interconectado se incluyen al menos seis pasos de corte con relevadores de estado sólido para efectuar una coordinación apropiada y controlar las desviaciones máximas de la frecuencia. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios para compensación reactiva de la red de transmisión • La compensación de la potencia reactiva y el control de voltaje en el sistema interconectado son problemas que deben ser atendidos para garantizar una adecuada calidad y seguridad del servicio suministrado. Definir una compensación adecuada de la potencia reactiva requiere de la consideración de los aspectos siguientes: • Comportamiento cíclico de la demanda. • Necesidades de reactivos en la red de transmisión troncal, subtransmisión y distribución. • Variaciones de voltaje. • Potencia de generación activa, reactiva y reserva necesaria. • Factor de potencia. • Definir los esquemas de compensación y período de estudio. MAAR*mary Subdirección de Programación CRITERIOS PARA DEFINIR LOS REQUERIMIENTOS DE COMPENSANCIÓN REACTIVA (LOS RANGOS PERMITIDOS DE VARIACIÓN DEL VOLTAJE) TIPO DE ESTUDIO Corto Plazo Planeación CONDICIÓN NODOS DE GENERACIÓN RED TRONCAL NODOS DE CARGA RED TRONCAL Normal +5%, -2% ±5% Contingencia +10%, -5% ±10% Normal ± 3%, -2% ±5% Contingencia ± 5% ±8% MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios para compensación reactiva de la red de transmisión. Los estudios técnicos correspondientes consideran condiciones de simulación en estado estable y dinámico. • En el problema de control de voltaje resulta de gran importancia la distribución de reserva de potencia reactiva y siendo el problema de voltaje de naturaleza local, resulta indispensable tener las fuentes de reactivos cercanas eléctricamente de los puntos de desbalance. De esta forma el criterio básico consiste en diseñar el sistema eléctrico con áreas de influencia bien definidas y disponer bajo todas las condiciones operativas de los recursos de reactivos necesarios para mantener el perfil de voltaje. MAAR*mary Subdirección de Programación Criterios para compensación reactiva de la red de transmisión Es un sistema longitudinal como es el caso del Sistema Interconectado Nacional, la reserva de potencia reactiva a nivel de sistema no tiene ningún significado, sino que ésta debe evaluarse de manera de tener un soporte de voltaje dinámico que evite el colapso del sistema para desbalances críticos, producidos por fallas, pérdida de generación, pérdida de compensadores estáticos de VAR’s o bien cambios de configuración en las diferentes áreas del sistema. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico. Al ocurrir en el sistema interconectado contingencias múltiples, fuera del estándar de seguridad, el sistema se operará en condiciones inseguras, con posibilidad de perder su integridad o sufrir colapso total o parcial de algunas áreas. Para la adecuada operación del sistema se tienen que anticipar estas situaciones mediante el análisis, sintonización o propuesta de medidas y controles de emergencia. La idea central es evitar la desintegración total del sistema y mantener al menos la operación parcial del mismo. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles Suplementarios implementados en el sistema eléctrico Es muy importante considerar la estructura eléctrica del sistema y la localización de los centros de generación y control de voltaje así como las áreas de carga principales. En los últimos años se han implantado diversos tipos de controles suplementarios en el sistema interconectado, tendientes a mejorar la utilización de recursos disponibles y a establecer líneas de defensa del sistema ante contingencias, tales como: • • • • • • • Corte de carga por baja frecuencia. Disparo automático de generación. Separación controlada del sistema. Disparo automático de carga. Disparo de líneas. Corte de carga por relevadores de voltaje. Disparo y recierre monopolar. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico El disparo automático de generación se ha implementado en varias centrales para efectuar el disparo de unidades, cuando existe el riesgo de pérdida de sincronismo de varias unidades del sistema, al ocurrir una falla en la red de transmisión. En este caso se opta por perder una o varias unidades, a elección del operador del sistema, de acuerdo a la condición operativa, para mantener la integridad del sistema. Esta medida de emergencia se ha utilizado para incrementar los límites de operación en enlaces que unen centros de generación importantes, económicos o indispensables con áreas de consumo importantes. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico El disparo automático de carga se ha implantado como una medida para el control de flujos de potencia en interconexiones débiles. Debido a la estructura característica del sistema interconectado, al ocurrir disturbios estos se transmiten a las diferentes áreas a través de sus enlaces de interconexión, en algunos casos estos enlaces son débiles y su sobrecarga puede producir la pérdida del enlace y la complicación del problema. El disparo de carga se ha utilizado como un medio para controlar el flujo por el enlace mediante la desconexión de carga en lugares seleccionados. El ajuste de este control requiere evaluar diversas condiciones de operación que permitan observar su funcionamiento bajo diferentes escenarios. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico La separación controlada del sistema es otra medida de emergencia que puede ser muy útil en sistemas longitudinales, en el sistema interconectado han tenido una aplicación muy reducida. Desde el punto de vista estratégico, los algoritmos de segregación requieren una lógica sofisticada para determinar los puntos adecuados para la segregación de áreas y al mismo tiempo permitir y dejar la posibilidad de agotar la ayuda de emergencia entre áreas. En síntesis es una medida de emergencia que debe aún ser analizada. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico En forma estricta, el disparo y recierre monopolar no es una medida de emergencia, pero la falla del esquema si puede dar lugar a una operación en estado de emergencia, especialmente si se adoptan políticas de operación rígidas basadas en la operación exitosa del esquema. El disparo y recierre monopolar se ha implantado en varias líneas de transmisión del sistema interconectado. MAAR*mary Subdirección de Programación Controles suplementarios implementados en el sistema eléctrico Finalmente, se considera conveniente, que muchas de las medidas de emergencia se eliminen mediante una planeación más detallada que cubra los aspectos básicos de control de frecuencia y voltaje en el sistema interconectado, dejando exclusivamente como medidas de emergencia, aquellas que sean producto de contingencias críticas múltiples o bien cuando las inversiones requeridas no se justifiquen económicamente. MAAR*mary