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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.

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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lima - Perú, enero del 2011

“El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

Memorias - XVII CONIMERA

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1. Introducción

Los sistemas eléctricos de potencia aisladosse construyen como unidades autosuficientes enlas cuales la potencia producida está ajustada alconsumo de las cargas. Por lo tanto, en el casode una falla severa, el colapso de estos sistemases inevitable y lleva a un blackout total y lainterrupción del suministro a todos losconsumidores. Sin embargo, la reposición de todoel sistema y la sincronización de sus generadoresresulta relativamente fácil debido a su tamañopequeño.

Sin embargo, al interconectarse estossistemas aislados para alimentar una demanda depotencia mayor y que inclusive esté en procesode incremento, se obtienen sistemas de potenciade mayor tamaño y complejidad. En ese sentido,al operar un sistema eléctrico disperso en todala geografía de un determinado país, como lo esel caso del SEIN, se presentan nuevos fenómenos,que ponen en peligro la operación normal delsistema eléctrico.

Se mencionan algunos fenómenos que sepusieron en evidencia y otros que se acentuaron,luego de la conformación del SEIN a partir de lainterconexión de los sistemas eléctricos Centro-Norte y Sur, con la puesta en servicio de la líneade transmisión de 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya en el año 2000. Entre ellos se puederesumir:

• Modos electromecánicos de oscilaciónlocales e ínter área con muy bajoamortiguamiento (inestabilidad de estadoestacionario o de pequeña señal), debidoa la ubicación de algunas centralesrespecto de los centros de carga, quepresentaban elevadas reactanciasexternas.

• Tipo no adecuado de los estabilizadoresde sistemas de potencia (PSS) einadecuados ajustes de sus ganancias [1],[2], [3], [4] y [5].

• Condiciones de muy bajo torquesincronizante en centrales del sistema Sur,provocadas por reactancias externas muygrandes y por la operación subexcitada delos generadores, como consecuencia dela operación de líneas de gran longitud nocompensadas. Por estas razones, anteciertos eventos se presentaba pérdidas desincronismo. En la referencia [6] sepusieron en evidencia estos problemas deestabilidad transitoria, remarcándosecomo factor crítico las bajas constantesde inercia de las centrales hidroeléctricasen este sistema.

• Problemas de estabilidad de la frecuencia,incentivados por la estructura radial delSEIN, que presenta áreas operativas quese conectan mediante un solo enlacetransmisión. Dependiendo de la condiciónhidrológica, los flujos de potencia por estas

Esquemas especiales de protección del Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN):

Esquemas de rechazo automático de cargay desconexión automática de generación - Año 2007

Parte I: Conceptos Fundamentales, Modelo Matemático del SEINy 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 delSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú que han requerido queel Comité de Operación Económica del Sistema (COES) estudie, desarrolle yaplique esquemas especiales de protección para prevenir las inestabilidades o paracontrolar el comportamiento del sistema luego de grandes perturbaciones quepodrían 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 eléctricoy los criterios utilizados en el diseño de los esquemas especiales de proteccióndel SEIN.

Colegio de Ingenieros del Perú - CDL - Capítulo de Ingeniería Mecánica y Mecánica Eléctrica

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líneas de interconexión pueden adoptardiferentes direcciones y un evento queocasione una desconexión definitiva delenlace produce subfrecuencias osobrefrecuencias, en las áreas impor-tadoras y exportadoras, respectivamente.

• Con el crecimiento de la demanda en Lima,ante la indisponibilidad de alguna centralde generación térmica importante, segenera un escenario de operación en elcual la potencia se transmite hacia Limapor las líneas de transmisión asociadasal Complejo Hidroeléctrico del Mantaro. Aloperar estas líneas por encima de supotencia natural, aparece un consumo depotencia reactiva que provocadisminuciones importantes en la tensiónen el sistema de 220 kV y el riesgo deun colapso por inestabilidad de tensión.

Por las razones mencionadas, cuando sepresenta una condición anormal de operación ouna determinada falla no es eliminada de maneraoportuna, sus efectos se pueden propagar y puedenconfigurar un escenario catastrófico que puedeconducir, no solo al desmembramiento del SEIN,sino al colapso de los sistemas aislados que seconforman. Por ello, en las versiones de 1999 y2005 de la Norma Técnica para la Coordinaciónde la Operación en Tiempo Real de los SistemasInterconectados (NTCOTRSI), se establece laobligación del COES de realizar anualmente unestudio para establecer los esquemas de rechazoautomático de carga, reconexión automática decarga y desconexiones automáticas de generación,para prever situaciones de inestabilidad de lafrecuencia y de la tensión [8]. Con las restriccionesque impone el sistema de transmisión y losrecursos de generación existentes, a los cualesse superpone el crecimiento sostenido de lademanda, el SEIN opera muy cerca de sus límitespor estabilidad [9].

En la referencia [10] se define al EsquemaEspecial de Protección (Special ProtectionScheme) como «un esquema de protección quese diseña para detectar una condición particulardel sistema que se sabe provoca un esfuerzoinusual al sistema de potencia y requiere la tomade un cierto tipo de acción predeterminada paracontrarrestar la condición observada de una maneracontrolada. En algunos casos, los EsquemasEspeciales de Protección se diseñan para detectaruna condición del sistema que se sabe causainestabilidad, sobrecarga, o colapso de la tensión.Las acciones prescritas pueden requerir la aperturade una o más líneas, la desconexión (disparo) degeneradores, incremento «ramping» de las

transferencias de la energía en enlaces HVDC,rechazo o desconexión intencional de la carga uotras medidas que alivien el problema detectado».Se remarca que los tipos comunes de protecciónde las líneas y subestaciones, no están incluidosen estos Esquemas Especiales de Protección(EEP).

Por lo tanto, los EEP de interés son aquellosdiseñados para mantener la estabilidad del SEP(o en todo caso para prevenir la inestabilidad), opara controlar el comportamiento del sistema luegode grandes perturbaciones, que en otro casopueden provocar grandes pérdidas de carga y/oel colapso del sistema.

Como Esquemas Especiales de Proteccióngenerales se puede considerar [10]:

• Esquemas de frenado dinámico.

• Control discreto del forzamiento del campoen el sistema de excitación.

• Esquema de separación controlada desistemas.

• Esquemas de rechazo de carga.

• Esquemas de inserción de capacitores enserie.

• Cierre rápido de válvulas (fast valving).

• Esquemas de desconexión automática degeneradores.

• Controles discretos en sistemas HVDC.

De acuerdo a la Norma Técnica para laCoordinación de la Operación en Tiempo Real delos Sistemas Interconectados (NTCOTRSI), losEsquemas Especiales de Protección que el COESdebe establecer anualmente son:

• Esquema de Rechazo Automático deCarga por Mínima Frecuencia (ERACMF).

• Esquema de Desconexión Automática deGeneración por Sobrefrecuencia (EDAGSF).

• Esquema de Rechazo Automático deCarga por Mínima Tensión (ERACMT).

Se debe mencionar que desde el año 2003,el COES viene realizando estudios de Rechazode Carga/Generación del SEIN [11], [12], [13] y[14], para definir las especificaciones técnicas ylos ajustes de estos Esquemas Especiales deProtección del SEIN.

En el presente trabajo se muestra un resumendel estudio que realizó el COES durante el año2006 [14] para establecer los EsquemasEspeciales de Protección del SEIN, vigentes desdeel 1 de enero del 2007.


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2. Modelamiento del SEIN

Para la realización de estudios de sistemaseléctricos de potencia, con la finalidad de que losresultados y conclusiones que se obtengan puedantener utilidad y aplicación práctica en la operacióndel SEIN, es necesario contar con un modelo querepresente al sistema de potencia de maneraapropiada, tanto en la operación en estadoestacionario, como en el análisis de los transitorios.

Si el modelo del SEIN que se emplea es muyoptimista, entonces se tendrá resultados con loscuales se sobrestima el comportamiento delsistema y se corre el riesgo de operar en algúnpunto en el cual colapse ante un evento. Por otrolado, si se utiliza un modelo pesimista, se podríantomar decisiones durante la operación para limitarinnecesariamente la operación de los equipos,provocando sobrecostos operativos.

Por lo mencionado, es necesario tener unmodelo adecuado y actualizado, que puedarepresentar los fenómenos que se quiere estudiar.A continuación se da una breve descripción de lorealizado para obtener una base de datos ymodelos adecuados para la realización de losestudios, para la definición de los EEP.

El modelo dinámico del SEIN fue revisado enel COES en el año 2003, se implementó en formatoPSS/E [11] y fue concebido para representarprácticamente toda la red del SEIN. Los modelosadoptados para la red y sus componentes teníansuficiente detalle para mostrar todos los fenómenosque se buscaba representar, ya sea en los análisisde estado estacionario como para lassimulaciones del comportamiento transitorio delsistema ante eventos que provocasen variacionesimportantes en la frecuencia.

En el año 2004, este modelo fue convertidoal formato del software DIgSILENT Power Factoryy se utilizó en la referencia [12]. De acuerdo alos resultados obtenidos en [15], este modelo fuenuevamente actualizado para su utilización en elaño 2005 [13]. Para el estudio del año 2006 [14],que se resume en el presente trabajo, se actualizóel archivo DIgSILENT con el modelamiento de losnuevos proyectos que ingresarían hasta el año2007.

En las referencias [13] y [14] se realizaronajustes a los modelos del DIgSILENT, cuyadescripción se muestra a continuación, con el finde tener una base de datos y modelos aceptablespara la realización de los estudios para lasprotecciones especiales de Rechazo Automático

de Carga y Desconexión Automática deGeneración.

2.1 Modelo de Estado Estacionario

Como punto de partida para lograr un modeloadecuado, es necesario que mediante lasimulación se pueda reproducir la operación delsistema para días y horas seleccionadas. Es decirque se obtenga, con aceptable aproximación, losflujos de potencia por las líneas de transmisióny los niveles de tensión del sistema.

De esta manera se pone en evidenciaeventuales errores en los parámetros de losdiferentes equipos y se puede verificar los modelossiguientes:

• Modelos de las cargas dependientes dela tensión.

• Operación de los transformadores depotencia con regulación automática bajocarga.

• Limitadores de los reguladores de tensiónde las unidades de generación.

• Limitadores de los equipos decompensación reactiva.

Para ello es necesario representar escenariosde operación en los cuales se tuvo nivelesanormales de tensión.

Con el modelo de estado estacionario seasegura obtener resultados confiables en elestudio, especialmente en la estimación de latensión de colapso.

2.2 Modelo Dinámico

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

Para los estudios de estabilidad angular yde frecuencia (rechazo de carga y desconexiónde generación), fue necesario simular eventos queprovocasen desequilibrios entre la oferta y demandade potencia. Para probar y consolidar el modelodinámico del SEIN, se representó eventos en losque ocurrió una pérdida de generación o de cargaimportante y que no hubiese activado losesquemas de rechazo automático de carga odesconexión automática de generación. En ese


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

En virtud a que el periodo de interés para lassimulaciones de rechazo de carga o desconexiónde generación cubren hasta la actuación de laRegulación Primaria de Frecuencia (RPF), se tienetres criterios de aproximación entre los resultadosde las simulaciones y los registros de frecuenciade los eventos seleccionados para validar el modelode las cargas. Los criterios de aproximación son:la pendiente, los valores mínimo y máximo de lafrecuencia y el valor final de la frecuencia.

Por lo tanto, en la validación del modelodinámico respecto a la frecuencia, en primer lugarse verificó el valor final de la frecuencia, el cualse obtuvo evaluando el estatismo del sistema,considerando las unidades generadoras queparticipaban en la RPF del SEIN [16].

Luego se verificó la pendiente de la caída dela frecuencia, evaluando las constantes de inerciade las unidades de generación y de los motoressíncronos y asíncronos representados en elmodelo del SEIN y el efecto sobre la frecuenciadel modelo de las cargas.

Finalmente, se verificó la frecuencia transitoriamínima registrada en el evento, mediante unproceso de modificación en el modelo de lascargas. El modelo dinámico de carga disponibleen el DIgSILENT es el siguiente:

fKVKP PFPVL ∆+∆=∆ ** (2.1)

fKVKQ QFQVL ∆+∆=∆ ** (2.2)

donde: KPV, KPF, KQV y KQF son coeficientes querepresentan la dependencia de la carga con lasvariaciones de tensión y frecuencia.

En las Figuras 2.1 y 2.2 se muestra losresultados de dos de las verificaciones realizadasen los estudios de rechazo de carga/generacióndel SEIN para los años 2006 y 2007 [13 y 14].

Figura 2.1 Pérdida de generación de 82 MW

Figura 2.2: Pérdida de generación de 152 MW

Para la verificación de los modelos dinámicosreferentes a la tensión, complementarios a losrealizados en el modelo de estado estacionario,se efectuó una comprobación similar a lamencionada anteriormente, representando eventosen los cuales ocurrieron bajas tensiones, evaluandoy verificando los modelos de los reguladores detensión de los generadores, de los transformadoresde potencia con regulación automática bajo cargay otros equipos.

3. Esquema de Rechazo Automático deCarga por Minima Frecuencia

3.1 Estabilidad de la Frecuencia

Es la habilidad del Sistema Eléctrico dePotencia (SEP) para mantener frecuenciasestacionarias luego de severos eventos queprovocan desbalances entre la generación y lacarga del sistema. Depende de la habilidad paramantener o recobrar el equilibrio entre la generacióny la carga, con un mínimo de pérdida de cargano intencional. La inestabilidad se presenta conoscilaciones sostenidas de la frecuencia queprovocan la desconexión de unidades degeneración y/o cargas, y la formación de sistemasaislados (islas).

Para hacer frente a un déficit de potenciaprovocado por un determinado evento, en el SEPdebe utilizarse:

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


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actuación es inmediata y evita por unosinstantes que la frecuencia varíe. Estacaracterística del SEP está determinadapor la constante de inercia total delsistema.

(ii) Regulación primaria de frecuencia, cuyaactuación se produce luego de algunossegundos hasta los primeros minutos.Compensa parte de la potencia perdidamediante la acción local de los reguladoresde velocidad de las unidades degeneración.

(iii)Regulación secundaria de frecuencia,cuya actuación se manifiesta luego devarios minutos. Este tipo de regulaciónasume la restitución de la potencia perdidadebido al evento.

A esta capacidad del SEP se añade el efectoamortiguante, dado por la dependencia de la cargacon las variaciones de la frecuencia.

Dependiendo de la severidad del evento,debido al tiempo de respuesta de la regulación defrecuencia será necesario proveer al SEP de laactuación de un esquema especial de protecciónEEP, cuya actuación se desarrolle en los primerosinstantes del disturbio, antes de que la regulaciónde frecuencia actúe.

El fenómeno transitorio de frecuencia sepuede explicar mediante la ecuación dinámica parauna máquina equivalente conectada a una barrainfinita [17], que se transcribe en (4.1):

( ) ( ) Lw

n

nG PDw

wwwP

dt

dwH ⋅−−⋅=⋅

22 (4.1)

donde:

H : Inercia total (Kg/m2) del sistema(generadores-turbinas y motores).

w : frecuencia angular en rad/s.

nw : frecuencia angular nominal en rad/s.

GP : desconexión de generación aen W.

LP : demanda aen W.

( )wD : coeficiente de amortiguamiento de la carga.

Entonces, ante una pérdida de generaciónen el sistema se presenta un desbalance en elprimer término del lado derecho de la ecuación(4.1), que se traduce en la variación de lasvelocidades de las masas rotantes (w) y provoca

el incremento de la energía cinética de las masasrotantes conectadas al sistema. El término

( ) Lw PD ⋅ del lado derecho de la ecuación (4.1)representa la componente amortiguante de la cargaante las variaciones de la frecuencia. Es decir,cuando la frecuencia cae la carga disminuye ycuando la frecuencia aumenta la carga seincrementa.

En el caso de que PG sea grande, lafrecuencia puede seguir disminuyendo y como noha transcurrido el tiempo necesario para que laregulación de la frecuencia sea efectiva o no seasuficiente, se corre el riesgo de que la frecuenciaalcance los valores de actuación de lasprotecciones de baja frecuencia de las unidadesgeneración, con lo cual continúa la caída de lafrecuencia (o se incrementa el desbalance depotencia) y se produce un colapso del sistemade potencia.

Para evitar el colapso del sistema porfrecuencia, es necesario tomar una acción paradetener la caída de frecuencia y de ser necesariorevertirla. Existen dos formas de amortiguar ocambiar la caída de frecuencia; aumentando lapotencia generada de las unidades de generacióno disminuyendo la demanda. Debido a la naturalezadel problema se descarta la opción de aumentarla potencia de generación, entonces la solucióna este problema es disminuir la demanda medianteuna desconexión automática de carga, para quela respuesta sea rápida.

Se ha reproducido el comportamiento de lafrecuencia en el evento del 12.08.2006 (Falla enla línea L-2218 Campo Armiño – Pachachaca), queprovocó una desconexión total de generación de970 MW en el SEIN.

EVOLUCION DE LA FRECUENCIA ANTE UN GRAN EVENTO

57,0

57,5

58,0

58,5

59,0

59,5

60,0

60,5

300 400 500 600 700 800 900 1000

tiempo (ms)

Frecuencia (Hz)

con ERACMF sin ERACMF

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

En la Figura 3.1 se compara el comporta-miento de la frecuencia durante el evento, respecto


202

al caso en que el Esquema de RechazoAutomático de Carga por Mínima Frecuencia(ERACMF) no hubiera actuado en el SEIN. Seaprecia que con la actuación del ERACMF, lafrecuencia se recupera a valores aceptables, talcomo se reporta en el análisis del evento [18]. Sinembargo, en el caso que no hubiera actuado elERACMF, la frecuencia en el SEIN hubiesecontinuado descendiendo, con el riesgo de llegara los valores de arranque y disparo de lasprotecciones de baja frecuencia de las unidadesgeneración, con cual se hubiera producido uncolapso inaceptable del SEIN.

Entonces el Esquema de RechazoAutomático de Carga por Mínima Frecuencia(ERACMF), es un método común y efectivo paracontrolar la frecuencia del SEP dentro de suslímites y mantener la estabilidad del Sistema antesituaciones críticas [19]. Los casos de pérdida dela estabilidad por frecuencia se han presentadopor desconexiones de unidades de generación aconsecuencia de la actuación de sus proteccionesde frecuencia, debido a prolongadas variacioneso a valores extremos de frecuencia. Este es unproblema común que ocurre principalmente ensistemas eléctricos de potencia radiales, similaresal SEIN.

La actuación de las protecciones pordesviaciones de la frecuencia en unidades degeneración, se fundamenta en que éstas no puedenoperar dentro de ciertos valores de frecuencia pordeterminados tiempos [20], ya que se excitanmodos de vibración que multiplican los esfuerzosen los alabes de algunas turbinas, ocasionándolesdaños irreversibles perjudicando su vida útil. Porlo expuesto, se deduce que un ERACMF debeconsiderar las restricciones de las turbinas de lasunidades de generación cuando operar conmagnitudes de frecuencia fuera de su valor nominal.

Entre las técnicas comunes utilizadas paraimplementar un ERACMF se puede mencionar[21]:

a) ERACMF con interruptor enclavado, cuyaoperación se produce al recibir una señalde pérdida de una interconexión o por ladesconexión de una central o unidad degeneración. Tiene como inconveniente deque sólo cuenta con un estado de rechazode carga, por lo que la cantidad rechazadano es la óptima, además de depender deun sistema de comunicación. Este tipode esquema puede ser usado donde lavelocidad de actuación es necesaria paraevitar que un sistema colapse.

b) ERACMF con relés de mínima frecuencia,de uso común y general en SEP tantopequeños como de gran tamaño. Suoperación se produce cuando lafrecuencia está por debajo de cierto valor(umbral) durante cierto tiempo(temporización). En este tipo deprotección la magnitud de carga arechazar podría ser insuficiente oexcesiva.

c) ERACMF centralizado mediante unControlador Lógico Programable (PLC),dotado de cierta inteligencia para realizarcálculos rápidos para estimar la severidaddel evento y ejecutar el disparo de ciertosalimentadores. Se caracteriza por serrápido y más exacto en la cantidad decarga a rechazar. Sin embargo, susdesventajas radican en su dependenciadel sistema de comunicaciones, el cualdebido al territorio que abarca el sistemaperuano, daría poca confiabilidad.

Además de estas técnicas, existe el rechazoautomático de carga por derivada de la frecuencia,como complemento a los relés de mínimafrecuencia por umbral, con la finalidad de agilizarla respuesta del rechazo de carga ante eventosseveros [17], [22]. El principio del rechazo de cargapor derivada de frecuencia es que el valor de lapendiente representa de manera directa la severidaddel evento.

Por lo mencionado, el ERACMF másconveniente para el SEIN es el constituido por relésde mínima frecuencia y derivada de frecuencia. UnERACMF con interruptor enclavado se usaríapara SEP no tan complejos como el SEIN yERACMF centralizado en un PLC sería pococonfiable, debido a la extensión del territorio quecubre el SEIN.

3.2 Criterios de Diseño de un ERACMF

En el diseño de un ERACMF se debeconsiderar los siguientes criterios principales:

• Se debe diseñar el esquema para rechazarla menor cantidad de carga.

• La respuesta debe ser eficaz y rápida [23].

• Debe ser distribuida uniformemente paraevitar que en un área se rechace más cargaque la requerida, trayendo consigosobrecargas en los enlaces deinterconexión. [23].


203

• La frecuencia mínima y máxima objetivodeberá estar en el rango de operacióncontinua de las unidades de generación(59,5 Hz a 60,5 Hz). Tampoco el rechazoautomático de carga deberá originar ladesconexión de generación porsobrefrecuencia.

• El mínimo valor al que llegue la frecuenciaante un disturbio deberá estar alejado delos umbrales de desconexión de lasunidades de generación por mínimafrecuencia.

Para cumplir estos requisitos es necesarioel uso de varios escalones coordinados de rechazode carga, tanto de umbral de frecuencia comode derivada de frecuencia, para minimizar lasmagnitudes del rechazo de carga.

Un parámetro para definir la severidad de unevento es el Índice de Sobrecarga (∆P), que indicala sobrecarga producida en un sistema ante unapérdida de generación [24], cuyo cálculo semuestra en la ecuación 3.2 siguiente:

Grem

Grem

P

DemandaPP

−=∆ (3.2)

donde:

GremP : generación post-evento.

Demanda: demanda total del sistema (cargamás pérdidas).

P∆ : Índice de Sobrecarga, el cual esnegativo cuando el evento provoca undéficit de generación y positivocuando es un superávit.

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

GGrem

G

GGrem

GremR PP

P

PP

PDemandaP

∆+∆

≈∆+−

≈∆ (3.3)

donde:

GP∆ : pérdida de generación.

3.2.1 Criterios para los relés de umbral de frecuencia

Un esquema de rechazo de carga por umbralde frecuencia, se caracteriza por el umbral delprimer escalón (inicio de los rechazos de carga),el número de etapas, la cantidad de carga a serrechazada, el paso entre etapas y lastemporizaciones [23].

Primer Umbral de Rechazo

El primer escalón de rechazo de carga nodebe encontrarse cercano a la frecuencia nominal,con la finalidad de permitir que el sistema desarrollesu respuesta natural. El diseño del primer escalóndebe cumplir requisitos normativos y técnicos. Espor ello que para el SEIN se seleccionó el valorde 59,0 Hz como primer umbral, para no atentarcontra las variaciones súbitas de frecuencia (VSF)y permitir al sistema otorgar su respuesta naturalde regulación de frecuencia. Además, 59,0 Hz esun valor mayor en más de 2,0 Hz respecto a losumbrales de disparo de las protecciones de bajafrecuencia de las unidades de generación.

Paso y Número de Etapas

El número de etapas influirá en el objetivode la mínima carga a rechazar, evitando rechazosexcesivos. Con más etapas, será menor el rechazode carga requerido. El paso entre etapas seselecciona de acuerdo al sistema, con la condiciónde que se permita un coordinamiento entre losvalores de frecuencia. El valor normal utilizado endiferentes ERACMF es de 0,10 Hz. Actualmenteel ERACMF del SEIN tiene siete (7) etapas, porlo que en el desarrollo del diseño del ERACMFse tendrá en cuenta ese número de etapas.

Temporización

Se utiliza igual temporización para todas lasetapas, con el fin de permitir que el efecto causadopor el rechazo de cada etapa en la dinámica delsistema se efectivice antes de que actúe lasiguiente etapa. Además se usa para evitar quelas oscilaciones que se puedan ocasionar, activenla siguiente etapa innecesariamente. De acuerdoa la dinámica del SEIN se ha seleccionado unatemporización de 150 ms, con lo cual se cumplecon los requisitos mencionados líneas arriba. Enla selección de está temporización se tiene encuenta la demora de los interruptores en abrirefectivamente.

Cantidad de carga a ser rechazada

Expresada en porcentaje de la demanda. Lacantidad a ser rechazada es calculada cumpliendoel requisito de rechazar la mínima carga necesaria.

3.2.2 Criterios para los relés por derivada de frecuencia

Las características del rechazo de carga porderivada de frecuencia son similares a las de


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umbral de frecuencia, con la diferencia de que paratodas las etapas se tiene un umbral de frecuenciaque es común. El coordinamiento entre relés seestablece mediante los valores de la pendiente.

El umbral de frecuencia se selecciona cercaa la frecuencia de operación, con el fin de conseguiruna rápida acción de este tipo de rechazo. Losvalores de ajustes de la pendiente de caída de lafrecuencia se seleccionan en función a la severidaddel evento. De manera similar a los relés de umbralde frecuencia, la temporización se define para evitaruna actuación innecesaria de la siguiente etapa.

4. Esquema de DesconexiónAutomática de Generación porSobrefrecuencia

4.1 Estabilidad de la Frecuencia

Un sistema eléctrico de potencia pierde laestabilidad de la frecuencia, cuando ante unsuperávit de generación la frecuencia crece demodo descontrolado y puede activar lasprotecciones de sobrefrecuencia de las unidadesde generación, las cuales en el caso del SEINserían desconectadas del sistema sin importar suubicación geográfica. Con estas desconexionesno controladas podrían activarse modos deelectromecánicos de oscilación interárea en elsistema y provocar posteriores pérdidas delsincronismo.

El fenómeno transitorio de sobrefrecuenciase explica en la ecuación dinámica para unamáquina equivalente conectada a una barra infinita[17] analizada en 3.1.

Los eventos en el SEIN que producensobrefrecuencia son las desconexiones de líneasde transmisión que conectan las áreas operativasdel SEIN, las cuales con su salida crean un déficitde generación en uno de los sistemas aisladosformados y un superávit de generación en el otrosistema.

4.2 Criterios de Diseño de un EDAGSF

Un EDAGSF se diseña para garantizar laestabilidad de la frecuencia en los sistemasaislados que se formen luego de eventos queconduzcan a la separación de áreas con fuertesdesequilibrios positivos de generación-demanda.En ese sentido, un EDAGSF es conformado con

el mínimo número de unidades de generación, talque con sus desconexiones escalonadas, seequilibre los desbalances de potencia en lossistemas aislados, sin provocar descensos en lafrecuencia que activen de manera indebida elERACMF.

Las separaciones de áreas operativascontempladas en las simulaciones para el diseñodel EDAGSF, son aquellas posibles de ocurrir porla 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 deseparación de los sistemas Centro Norte y Sur(desconexión del enlace Mantaro – Socabaya), oante la desconexión brusca de una demandaimportante de carga, como el evento ocurrido el17.10.2004, en el cual se desconectóintempestivamente la carga de la S.E. Balnearios[25].

Un EDAGSF se diseña teniendo en cuentano perjudicar a las unidades generadoras queoperan con prolongadas desviaciones defrecuencia, de acuerdo a [20]. Es por ello, que seremarca que «las unidades de generación del SEINque no estén incluidas en el EDAGSF, debenpermanecer operando transitoriamente, antes ydurante la actuación del EDAGSF y hasta antesde que sus protecciones de sobrefrecuenciaactúen».

La NTCSE establece que la frecuencia normaldel SEIN está en el rango de 60,0 ±0,36 Hz,tolerando excursiones súbitas entre 59,0 y 61,0Hz, que deberían ser corregidas en el término de60 s. En ese sentido, en las simulaciones parael diseño del EDAGSF se ha considerado el valorde 61,0 Hz como un valor referencial, para lafrecuencia máxima al final del evento.

En la operación real, si se diera estos casos,la regulación secundaria manual sería normalmentesuficiente para controlar la frecuencia. Por estarazón, en las simulaciones no se propicia ladesconexión automática adicional de unidades degeneración, para llevar la frecuencia a exactamentelos 60 Hz.

Por lo mencionado, variaciones súbitas defrecuencia que superen el rango de 61 Hz, deberíanactivar el EDAGSF y provocar la desconexiónescalonada de las unidades requeridas pararestablecer el equilibrio en la potencia acelerantedel sistema.


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5. Esquema de Rechazo Automático deCarga por Minima Tensión

5.1 Estabilidad de tensión

La inestabilidad de tensión es la falta dehabilidad del SEP para mantener tensionesestacionarias aceptables en todas las barras delsistema bajo condiciones normales de operacióny después de haber sido sometido a unaperturbación. Un sistema ingresa a un estado deinestabilidad de tensión cuando una perturbación,un incremento en la demanda de la carga, o uncambio en la condición de operación ó topologíadel sistema, provoca una progresiva e incontrolablecaída en la tensión [26]. En otras palabras, lainestabilidad de la tensión, depende de la habilidadpara mantener o recobrar el equilibrio entre lapotencia reactiva tomada por carga y la que essuministrada desde el SEP.

Con la liberalización de los mercadoseléctricos los sistemas de potencia están operandocada vez más cerca de sus límites de capacidadde carga, con lo cual el problema de la estabilidadde tensión se ha constituido en los últimos añosen un tema de gran preocupación por la importanciade éste fenómeno sobre la seguridad y calidad delsuministro. Los factores que causan la inestabilidadde tensión pueden resumirse en: incremento dela demanda, comportamiento en subtensión de lascargas del tipo motor de inducción, la presenciade generadores muy distantes de los centros decarga, los niveles bajos de la tensión terminal delos generadores, la insuficiencia de compensaciónreactiva en el sistema de transmisión y elinadecuado factor de potencia de la carga, elrestablecimiento de la carga vía la operación dela regulación automática de los transformadores,la pérdida de bancos de capacitores «shunt», etc.[27, 28 y 29].

El problema básico consiste en mantenerla tensión de la red en los niveles que garanticenuna operación estable, para ello se considerancomo alternativas para evitar el colapso detensión: la aplicación de equipos de compensaciónreactiva (compensadores síncronos y/oestáticos, banco de capacitores, etc.), el controlde la tensión en las barras de alta de las centrales,el control de la regulación automática de lostransformadores de potencia, el control coordinadode la tensión, el rechazo de carga por mínimatensión [30, 31].

Para enfrentar el estudio de estabilidad detensión, existen diversas metodologías que pueden

agruparse en: análisis dinámico (transitorio de largaduración) y análisis de estado estacionario.

La estructura general del modelo del sistemapara los análisis dinámicos de estabilidad detensión es similar al caso de estabilidad transitoria[26], que es un conjunto de ecuacionesdiferenciales de primer orden con la forma:

) ,(

Vxfx =•

(5.1)y un conjunto de ecuaciones algebraicas,

VYVxI N=),( (5.2)

donde

x : vector de estado del sistema

V : vector tensión de barra

I : vector de corriente inyectada

NY : matriz de admitancias de barra

En el análisis dinámico se busca una réplica,lo más cercana posible a la respuesta en el tiempodel SEP, para lo cual se realiza las simulacionesen el dominio del tiempo resolviendo lasecuaciones (5.1) y (5.2) que describen elcomportamiento del sistema, mediante algunatécnica de integración numérica. Sus resultadospermiten determinar la secuencia en el tiempo delos diferentes eventos que conducen a lainestabilidad de tensión, lo cual es esencial parael análisis de casos específicos de colapso detensión y para la coordinación de las proteccionesy/o controles. Sin embargo, estas simulacionesrequieren considerables recursos computacionalesy de ingeniería para el análisis e interpretaciónde los resultados. Además, no provee directa-mente la información respecto al grado de lainestabilidad.

Por estas razones, generalmente el análisistransitorio de larga duración se convierte en unaherramienta poco práctica para el examen dediversas condiciones de operación del sistema opara determinar los márgenes de estabilidad.Algunas referencias muestran la utilización deprogramas de estabilidad transitoria extendida demedia duración [32] o los llamados programas desimulación cuasi-dinámicos o en el dominio rápidodel tiempo [33].

Se debe enfatizar que las herramientasdinámicas deben incorporar modelos apropiadospara el estudio de estabilidad de tensión, talescomo limitadores de sobreexcitación,modelamiento en detalle de las cargas, así comola dinámica de la regulación automática bajo cargade los transformadores.


206

Las técnicas de análisis de estadoestacionario [26], intentan capturar estados deoperación del sistema a lo largo de la trayectoriaen el dominio del tiempo. Por ello, en cada tiempolas derivadas de las variables de estado de laecuación (5.1) son asumidas iguales a cero y lasvariables de estado toman valores apropiadosrespecto al tiempo específico examinado. Con ellolas ecuaciones del sistema se reducen aecuaciones algebraicas (5.2) permitiendo el usode técnicas de estado estacionario. Por lo tanto,como la dinámica del sistema que predomina enla estabilidad de tensión es usualmente de unacaracterística «lenta», entonces, muchos aspectosdel problema pueden ser caracterizados de maneraefectiva con el análisis de estado estacionario, queexamina la viabilidad de la estabilidad para unacondición de operación específica del sistema.

El análisis de estado estacionario es útil enla mayoría de estudios en los cuales se requieredeterminar los límites de estabilidad de tensiónpara una variedad de condiciones, para obteneruna medida de la proximidad del sistema a lainestabilidad, así como para mostrar cuales sonlas áreas del sistema propensas a problemas deestabilidad.

Dentro de las técnicas de estado estacionariose puede identificar diversos métodos. Se puedemencionar: la utilización de las características V-P y Q-V [34], los análisis de sensitividad V-Q [35],análisis modal [36] y otras.

Por las razones mencionadas, un enfoque oaproximación práctica es usar una herramientabasada en las técnicas de análisis de estadoestacionario para estimar las restricciones porcolapso de tensión para el caso base y todos loscasos de contingencia, para definir los umbralesde los relés de mínima tensión. La simulación enel dominio del tiempo se utiliza para confirmar losresultados del flujo de potencia y la operación delesquema propuesto frente a un reducido númerode contingencias consideradas críticas.

5.2 Criterios para el esquema de rechazoautomático de carga por mínimatensión

Las características previas al fenómeno deun colapso de tensión, muestran una caídasostenida de la tensión, un incremento de la carga,el aporte capacitivo de las líneas de transmisióndecrece proporcionalmente con el cuadrado de latensión y se incrementan las pérdidas reactivascon el cuadrado de la corriente. Debido a estas

características particulares del fenómeno, nosiempre la ejecución de las acciones correctivasmanuales del Coordinador del SEIN podría sereficaz para evitar el colapso, por ello es importantecontar con un ERACMT como una última línea dedefensa para evitar el colapso.

Con la conversión a gas natural de lascentrales térmicas ubicadas en Lima y con laincorporación al SEIN de las nuevas turbogasesal sur de Lima en la zona de Chilca en el año 2007,un escenario crítico es la operación en mediademanda sin las centrales a gas en Lima y eladvenimiento de la rampa de incremento de cargahacia la condición de punta. El objetivo del ERACMTes intervenir cuando la tensión en las barras de220 kV de Lima cae por debajo de ciertos valorescríticos (umbrales del ERACMT), desconectandola carga necesaria para restituir la tensión a valoressuperiores a dichos umbrales. De esta manera seaportará un margen de seguridad mínimo para queel operador del sistema efectúe las accionescorrectivas necesarias para que la tensión alcancelos niveles operativos del estado normal. Con laactuación del ERACMT no se pretende restituirexactamente los niveles de tensión habituales, sinogenerar condiciones de seguridad, para que eloperador ejerza las acciones necesarias paralograrlo.

Se debe indicar que el rechazo manual decarga es un recurso operativo que dispone elCoordinador del SEIN, en concordancia con laNTCOTRSI, para mantener la tensión dentro delos rangos de estado normal de operación. En esesentido, si la tensión disminuye lentamente enminutos, para prevenir el colapso de tensión elCoordinador del SEIN puede disponer el rechazode cargas seleccionadas de manera manual enel SEIN. Este método es utilizado usualmentecuando hay una inadecuada generación disponibleo cuando no hay suficiente reserva de potenciareactiva [37] y requiere de un plan de acciónpredeterminado, que debe ser ejecutado por eloperador del sistema en un determinado orden.

En ese sentido, el rechazo automático decarga, es un recurso del sistema de potencia pararetornar al estado normal de operación, cuandodespués de una falla el sistema ingresa al estadode emergencia. Cuando la causa de la disminuciónde la tensión ha sido provocada por una súbitapérdida de una línea de transmisión importante oun equipo que está suministrando potenciareactiva, la velocidad de variación de la tensiónpuede ser bastante rápida del orden de segundos.Por esta razón, para éste escenario, el rechazomanual de carga no es una opción viable, por lo


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tanto el rechazo automático de carga debe serutilizado para detener en forma rápida la caída dela tensión y prevenir el colapso de tensión en elSEIN.

Por lo tanto el ERACMT toma en cuenta lanecesidad de evitar la ocurrencia de un colapsode tensión, particularmente en la zona de Lima,que como se ha explicado puede presentarse enun escenario de indisponibilidad simultánea de lascentrales térmicas a gas de Lima con todos losrecursos de control de tensión disponibles enoperación y estando saturados los enlaces detransmisión desde el Complejo Hidroeléctrico delMantaro. Se debe remarcar que el colapso detensión provoca la actuación de las protecciones,principalmente las de distancia, ocasionando laapertura no deseada de una o más líneas, lo cualpodría desmembrar el sistema en forma nocontrolada. Asimismo, estas bajas tensiones enel SEIN podrían producir también la desconexiónde los servicios auxiliares de algunas unidades degeneración, agravando y deteriorando la calidadde servicio en general.

5.2.1 Número de etapas

El rechazo de carga por mínima tensión debetener inherentemente varias etapas en virtud a quenormalmente las barras experimentan tensionesy caídas de tensión diferentes. Esto es cierto amenos que todas las barras en una área localtengan una rigidez similar, para hacer frente alcrecimiento de la demanda.

Para evitar las sobredesconexiones y parano afectar la selectividad entre las cargas, los relésde mínima tensión deben tener diferentes ajustesde nivel de tensión y temporizaciones. En esesentido, mediante estudios del comportamiento dela tensión de larga duración, los esquemas derechazo automático de carga deben serexaminados para determinar:

• Si resultan inaceptables sobretensiones,sobrefrecuencias, o violaciones de loslímites de transmisión.

• Si es probable que con una sola gran etapade rechazo de carga se provoquesobretensión o sobrefrecuencia. Lamagnitud a ser rechazada debería serminimizada o en todo caso distribuida enmas etapas.

• Si una sola etapa puede ser adecuada paraproveer resultados predecibles, exactos y

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

5.2.2 Criterios de definición de umbrales

Para determinar que cargas se rechazan,primero se debe ejecutar estudios de sistemas depotencia detallados similares a los realizados paradeterminar el esquema de rechazo manual. Lamedición de una subtensión se utiliza para iniciarel rechazo automático de carga, sin embargo elrelé de mínima tensión debe ser apropiadamentetemporizado o supervisado para que no operemientras el sistema experimenta una condición defalla. En general, de acuerdo a la referencia [37],el rechazo automático de carga se iniciacuando la tensión está entre 0,85 y 0,95 p.u. porun periodo de tiempo mayor que el tiempo dedespeje de falla.

En el numeral 8.1.2 de la NTCOTRSI seconsigna que «el Coordinador puede disponerrechazos manuales de carga y/o desconexión degeneradores u otros equipos para preservar laestabilidad y seguridad del Sistema». Por otro ladose debe recordar que se ingresa a una condiciónde emergencia cuando la tensión en las barrasde 220 kV muestra variaciones superiores a ±5%de la tensión de operación.

Por lo tanto, cuando la tensión en la zonade Lima disminuya por debajo de 199,5 kV, elCoordinador del SEIN debe disponer rechazosmanuales de carga considerando que si la tensiónsigue disminuyendo por debajo de 195,0 kV, setendrán problemas para sincronizar unidades degeneración.

En ese sentido el criterio es permitir que anteun proceso lento y gradual de deterioro de latensión, cuando la tensión pase por 199,5 kV, elCoordinador debe disponer los rechazos manualesde carga para volver al estado normal y dejar alERACMT como un último escalón de defensa delSEIN, que debe activarse y actuar cuando, debidoa un evento que provoque un desbalance súbitoen la potencia reactiva en Lima, se presente unacaída brusca de la tensión por debajo de 195,0kV. En ese sentido, el ERACMT tiene dos umbralesy se ha propuesto 191,0 kV con temporizacionesdel orden de 20 s y 188,0 kV con temporizacionesde 4 a 5 s.


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5.2.3 Subestaciones a ser consideradas en elERACMT

Un criterio básico es la supervisión continuade la tensión en las barras de 220 kV de lassubestaciones Chavarría, Barsi, Santa Rosa,Balnearios y San Juan de Lima. La desconexiónde cargas debe ser realizada en alimentadores de10 kV, aguas abajo de las subestacionesmencionadas.9.2 Metodología de Verificación delERACMT

6. Conclusiones

El COES ha establecido una base de datosadecuada para los estudios dinámicos del SEIN.Asimismo, se han definido los criterios adecuadospara el diseño de los esquemas de RechazoAutomático de Carga por Mínima Frecuencia, deDesconexión Automática de Generación porSobrefrecuencia y de Rechazo Automático deCarga por Mínima Tensión del SEIN.

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