Estudios de estabilidad de escenarios a corto plazo del

sistema electrico uruguayo

Michel Artenstein, Ricardo Franco, Alvaro Giusto1, Pablo Monzon and Celia Marıa Sena

Instituto de Ingenierıa Electrica, Facultad de Ingenierıa,

Universidad de la Republica

Montevideo, Uruguay

2 de diciembre de 2008

1Responsable cientıfico del Proyecto PDT 47/05. Tel: +598-2-711-0974 int. 118; fax: +598-2-711-7435. E-mail:alvaro@fing.edu.uy

Resumen

Este reporte describe los trabajos de investigacion realizados en el marco del Proyecto PDT 47/05.El proyecto se propuso desarrollar conocimientos, habilidades y experiencia de trabajo que permitan

el analisis de la respuesta dinamica del sistema de potencia, la sıntesis de controladores y el diseno delos sistemas de proteccion involucrados.

El contenido de este informe es esencialmente tecnico. Se describen una serie de estudios del com-portamiento dinamico del sistema electrico interconectado argentino-uruguayo en escenarios presentes yfuturos a corto plazo que incluyen los generadores y grandes consumidores incorporados recientementeal sistema, particularmente Botnia y Punta del Tigre.

El primer capıtulo describe los estudios de estabilidad de tension cuyos objetivos fueron esencialmentedos. En primera instancia, el desarrollo de una metodologıa de calculo aplicable a la planificacion de lossistemas de potencia desde el punto de vista del colapso de tension. En segunda instancia, el desarrolloy/o perfeccionamiento de las herramientas de calculo ya elaboradas por el grupo de trabajo, necesariaspara implementar la citada metodologıa.

El segundo capıtulo describe la elaboracion de un modelo equivalente del sistema electrico argentinopara ser usado en el estudio de fenomenos dinamicos del sistema uruguayo. El equivalente conservalos modos de oscilacion dominantes del sistema interconectado, al tiempo de permitir trabajar con unmodelo dinamico de porte significativamente mas pequeno.

El capıtulo 3 describe el analisis modal del sistema electrico uruguayo. Se tratan varios escenariospresentes y futuros de la red y se le presta particular atencion a dos modos de oscilacion particularmentemal amortiguados. Uno asociado al sistema hidraulico del Rıo Negro y el otro a la central Botnia. Fueronestudiados los efectos de una adecuada sintonıa de senales estabilizadoras en la central Terra, los que sedescriben en el capıtulo 4.

El capıtulo 5 describe los estudios realizados en el sistema electrico uruguayo para evaluar el compor-tamiento de los sistemas de proteccion, en especial de las funciones de bloqueo y disparo por oscilacionde potencia, en el nuevo escenario resultante de la incorporacion de Botnia.

Los resultados de estos estudios fueron presentados y publicados a nivel regional en el IEEE LatinAmerican Conference on Transmission and Distribution, Bogota, en agosto 2008 y a nivel local en elIEEE Encuentro de Potencia, Instrumentacion y Medidas, octubre 2008.

Agradecimientos Los modelos empleados en este reporte han sido suministrados por UTE y susprofesionales. El aporte institucional de UTE, en particular de las Gerencias Estudios y Proyectos,Planificacion de la Explotacion y Estudios y Protecciones es sinceramente reconocido y agradecido porlos autores. Asimismo, se quiere reconocer el valioso y desinteresado aporte de los Ings. Carlos Alonso,Graciela Calzolari, Julian Malcon, Alvaro Musetti, Freddy Rabin, Claudio Saldana, Juan Zorrilla yotros profesionales de UTE.

Indice general

1. Estudios de estabilidad de tension 51.1. Introduccion. Los diversos tipos de estabilidad de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.2. El colapso de tension y la capacidad de transferencia de la red . . . . . . . . . . . . . . 61.3. Objeto del estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.4. Descripcion de la herramienta de calculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.5. Descripcion de la red analizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.6. Otras hipotesis del estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.7. Criterios de aceptacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.8. Metodologıa de calculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.9. Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

1.9.1. Margenes al colapso de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.9.2. Dimensionado de condensadores para mitigar el colapso de tension . . . . . . . . 121.9.3. Sensibilidad de los resultados al modelo de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.9.4. Sensibilidad de los resultados a la reparticion de generacion . . . . . . . . . . . . 151.9.5. Sensibilidad de los resultados a los lımites de reactiva de las maquinas . . . . . . 15

1.10. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2. Modelo dinamico equivalente del sistema interconectado argentino-uruguayo 17

3. Analisis modal del sistema electrico uruguayo 193.1. Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.2. Descripcion del modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.2.1. Descripcion de escenarios y contingencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.3. Analisis modal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.4. Respuesta transitoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.4.1. Simulaciones temporales sobre el modelo PSS/E . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.5. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

4. Proyecto de senales estabilizadoras en la central Terra 314.1. Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314.2. Procedimiento de sıntesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334.3. Evaluacion de desempeno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.3.1. Analisis modal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.3.2. Respuesta transitoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

4.4. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

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5. Sistemas de Proteccion y Control 435.1. Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 435.2. Estabilidad y Reles de Distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

5.2.1. Reles de distancia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.2.2. Impedancia medida durante una oscilacion de potencia . . . . . . . . . . . . . . . 455.2.3. Metodos para la deteccion de oscilacion de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . 46

5.3. Modelado del sistema de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 485.3.1. El sistema bajo estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 485.3.2. Simulacion con DSAT de oscilaciones de potencia en el sistema electrico uruguayo 495.3.3. Simulacion con ATP de oscilaciones de potencia en el sistema electrico uruguayo 49

5.4. Resultados de las simulaciones y ensayos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505.4.1. Caso: cortocircuito trifasico en la lınea FBE-SJA 150 kV cerca de FBE y durante

aproximadamente el CCT, despejado por los reles en ambos extremos de lınea sinrecierre automatico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

5.4.2. Caso: cortocircuito trifasico en la lınea MER-YOU 150 kV cerca de MER y duranteaproximadamente el CCT, despejado por los reles en ambos extremos de lınea sinrecierre automatico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.4.3. Caso: perdida intempestiva de carga en BOT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 535.4.4. Caso: perdida intempestiva de uno de los dos generadores de BOT. . . . . . . . 54

5.5. Disparo por oscilacion de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545.6. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.7. Agradecimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

6. Anexos 58

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Indice de figuras

3.1. Modos electromecanicos, escenario # 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.2. Mode shape del modo Rıo Negro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.3. Modos electromecanicos, escenario # 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.4. Falta en Lınea Young-Terra, Escenario # 1. Angulos relativos a EZEIZA . . . . . . . . 273.5. Falta en Lınea Fray Bentos-San Javier, Escenario # 1. Angulos relativos a EZEIZA . . 283.6. Falta en Lınea Fray Bentos-San Javier. Simulacion PSS/E. Angulos . . . . . . . . . . . 29

4.1. Implementacion PSS/E del modelo Standard IEEE PSS2A [4]. . . . . . . . . . . . . . . 324.2. Compensacion de fase del PSS en Terra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344.3. Lugar geometrico del modo Rıo Negro y de los modos locales de Terra en funcion de KS1. 344.4. Lugar geometrico de los modos locales y de control para valores de KS1 entre 0 y 300. 354.5. PSS proyectado para TERRA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.6. Efecto de la inclusion de PSS en Terra sobre los modos electromecanicos del escenario

hidraulico 2010. Sin PSS: ; con PSS: •. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.7. Falta en lınea FB-SJ. Tensiones terminales de generador con y sin PSS. . . . . . . . . 374.8. Falta en lınea FB-SJ. Angulos de rotor con y sin PSS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.9. Falta en ınea Y-T. Angulos de rotor de Terra con y sin PSS. . . . . . . . . . . . . . . . 384.10. Falta en Lınea FB-SJ. Angulos de rotor de Botnia y Baygorria con y sin PSS en Terra. 384.11. Falta en Lınea FB-SJ. Tension de campo, con y sin PSS. . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.12. Falta en Lınea FB-SJ. Corriente de campo, con y sin PSS. . . . . . . . . . . . . . . . . 394.13. Escalon de par mecanico de 10 %. Tension de campo con y sin PSS. . . . . . . . . . . . 404.14. Escalon de par mecanico de 10 %. Corrientes de campo con y sin PSS. . . . . . . . . . 404.15. Salida del PSS frente a faltas FB-SJ, Y-T y Escalon de par mecanico. . . . . . . . . . . 41

5.1. Sistema equivalente de dos maquinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.2. Caracterıstica de Zona 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.3. Trayectoria de la impedancia medida durante una oscilacion de potencia . . . . . . . . . 455.4. Trayectoria de la impedancia durante una oscilacion de potencia . . . . . . . . . . . . . 465.5. Lugares geometricos para k = cte y δ=parametro (izquierda) y para δ = cte y k=parametro

(derecha) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 465.6. Lugar geometrico de la impedancia medida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475.7. Caracterısticas para deteccion de oscilacion de potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475.8. Sistema de potencia estudiado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495.9. Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectadas a la proteccion MER → FBE . . . . . . . . . . 505.10. Impedancia vista por la proteccion FBE → MER 7SA611 . . . . . . . . . . . . . . . . . 515.11. Impedancia vista por la proteccion MER → FBE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 515.12. Impedancia vista por la proteccion FBE → BOT 7SD522 . . . . . . . . . . . . . . . . . 515.13. Impedancia vista por la proteccion BOT → FBE 7SD522 . . . . . . . . . . . . . . . . . 525.14. Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion FBE → SJA . . . . . . . . . . 525.15. Impedancia vista por la proteccion FBE → SJA 7SA611 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

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5.16. Corrientes, tensiones y senales digitales durante la falta y la post-falta registradas por laproteccion FBE → SJA 7SA611 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.17. Impedancia vista por la proteccion SJA → FBE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545.18. Impedancia vista por la proteccion FBE → BOT 7SD522 . . . . . . . . . . . . . . . . . 545.19. Impedancia vista por la proteccion BOT → FBE 7SD522 . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.20. Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion BOT → FBE . . . . . . . . . . 555.21. Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion BOT → FBE . . . . . . . . . . 565.22. Frecuencia en las barras del sistema, sin disparo por oscilacion de potencia (izquierda),

con disparo por oscilacion de potencia de la lınea FBE-BOT (derecha) . . . . . . . . . . 56

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Capıtulo 1

Estudios de estabilidad de tension

Este capıtulo describe los estudios de estabilidad de tension realizados sobre el Sistema ElectricoUruguayo. Al igual que los estudios de estabilidad a las pequenas oscilaciones descritos en los capıtulos3 y 4, los estudios de estabilidad de tension se han realizado sobre diversos escenarios de la red previstospara el ano 2010.

Es conveniente destacar que los objetivos de los estudios descritos en este capıtulo son:

Desarrollar una metodologıa de calculo aplicable a la planificacion de los sistemas de potenciadesde el punto de vista del colapso de tension.

Desarrollar y/o perfeccionar las herramientas de calculo necesarias para implementar esta metodologıa.

Validar la metodologıa y herramientas desarrolladas por medio de su aplicacion a un sistema depotencia real: la red uruguaya en algunos escenarios futuros de generacion y carga.

Cabe aclarar, por lo tanto, que escapa a los objetivos de este Proyecto planificar efectivamente lared uruguaya a futuro desde el punto de vista del colapso de tension, lo cual requerirıa (en particular)el analisis de una cantidad mucho mayor de escenarios futuros de generacion y carga.

Una version breve de este trabajo fue presentado y publicado en el Encuentro de Potencia, Instru-mentacion y Medidas 2008, [15].

Se incluye en primer termino una descripcion general de los fenomenos asociados a la estabilidad detension. Luego se describen el objeto principal de los estudios, el desarrollo y ajuste de los programasde calculo utilizados y la red analizada. Se indican posteriormente los estudios realizados, ası como lasprincipales conclusiones obtenidas.

1.1. Introduccion. Los diversos tipos de estabilidad de tension

El concepto de estabilidad de tension de una red de potencia se define habitualmente de la formasiguiente.

Un sistema de potencia esta funcionando en un estado de equilibrio estable desde el punto de vistade la tension cuando:

1. Las tensiones en todas las barras estan dentro de un rango aceptable.

2. Si se produce una perturbacion en el sistema, este es capaz de retornar en un tiempo aceptable aun estado de equilibrio (igual o distinto al anterior) en que las tensiones en todas las barras estandentro de un rango aceptable [1].

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Cabe destacar que no existe un consenso universal de lo que se entiende por aceptable en el contextode la definicion anterior. En particular, los reglamentos nacionales o criterios internos de las empresaselectricas suelen considerar como rango aceptable para la tension de equilibrio una franja de aproxi-madamente ±5% en torno a la tension nominal cuando el sistema esta completo, y algo mas amplia encondiciones de contingencia [2].

El analisis de la estabilidad de tension de acuerdo a la definicion anterior implica verificar los valoresde tension en los diversos nodos de la red, tanto en regimen como durante y luego de producidasperturbaciones en el sistema. A efectos de facilitar los mecanismos de analisis, se suelen distinguirlas perturbaciones rapidas—faltas, salidas intempestivas de lıneas o generadores—de aquellas lentasasociadas, por ejemplo, a aumentos de carga.

Las herramientas naturales para el estudio de las perturbaciones rapidas son los programas clasicosde estabilidad transitoria, mediante los que se analiza la variacion de las tensiones en el sistema durantelos primeros segundos luego de producida la perturbacion.

El estudio de las perturbaciones lentas se realiza a traves de una variedad de herramientas, quepueden ser tan sencillas como los flujos de carga o tan sofisticadas como programas de simulaciontemporal para el analisis de la estabilidad de mediano o largo plazo.

En la evaluacion del desempeno de la red desde el punto de vista de la estabilidad de tension esnecesario analizar ambos tipos de perturbaciones, tanto por separado como combinadas. Un ejemploclasico de combinacion de ambos tipos de perturbaciones es la salida de servicio de una lınea importantede la red luego de una falta y la actuacion posterior de mecanismos de control lentos—conmutadoresbajo carga de transformadores, limitadores de excitacion de los generadores,etc.—que mueven el sistemapostfalta a estados de inestabilidad de tension en intervalos de tiempo de varios minutos.

1.2. El colapso de tension y la capacidad de transferencia de la red

El colapso de tension es un mecanismo particular de inestabilidad de tension de la red, mediante elcual desaparece el punto de equilibrio del sistema [1]. Su efecto visible es el descenso incontrolado de latension en ciertas barras del sistema, sin que en un principio se aprecie una variacion significativa delos angulos internos de los rotores de los generadores. Dado que la aparicion de un colapso de tensionesta asociado, en particular, a las variaciones de carga del sistema, se considera habitualmente queesta desaparicion del punto de equilibrio esta asociado a un lımite de transferencia de la red que seesta superando. En la etapa de planificacion de las redes de potencia se debe verificar, por lo tanto,que la red que se esta disenando conserve un margen de carga adecuado respecto a este lımite detransferencia.

Cabe destacar que los margenes al colapso de tension no son los unicos lımites de transferencia quelas redes de potencia deben respetar. Un analisis completo de los lımites de transferencia de la redimplica tambien verificar:

que las tensiones y corrientes en regimen estan dentro de rangos prefijados. La verificacion detensiones puede verse, de acuerdo a la definicion de mas arriba, como un caso particular de analisisde estabilidad de tension.

que la aparicion de perturbaciones bruscas en la red—faltas, salidas intempestivas de generacion,etc.—no impliquen la salida de sincronismo de generadores ni la violacion de lımites preestablecidosde variaciones de angulos y tensiones,

que los modos electromecanicos de oscilacion de la red en los diversos escenarios de regimen estensuficientemente amortiguados (analisis de estabilidad a las pequenas oscilaciones).

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1.3. Objeto del estudio

Este estudio se centra en el analisis del colapso de tension en la red uruguaya en escenarios previstospara el ano 2010. El objeto principal del estudio es, por lo tanto, evaluar los margenes que presentara estaconfiguracion futura de la red respecto a este lımite de transferencia particular.

1.4. Descripcion de la herramienta de calculo

El estudio se ha hecho haciendo uso del conjunto de programas de calculo ESTTEN. ESTTEN es unaherramienta de calculo en ambiente MATLAB desarrollada por el Grupo responsable de este Proyectode Investigacion a partir del ano 2001 [3]. ESTTEN permite resolver el colapso de tension en una redde potencia para una direccion de carga dada en base a modelos de flujo de cargas, y haciendo uso pararesolver la red del llamado Metodo de Continuacion (Continuation Power Flow [4]).

El conjunto de programas permite asimismo resolver y analizar otros aspectos del colapso de tension:

calculo del colapso de tension en la peor direccion de carga del sistema [5],

calculo de curvas QV [1],

diseno optimo de bancos de condensadores para mitigar el colapso de tension [6],

filtrado y clasificacion de contingencias crıticas de salida de lıneas en relacion al margen al colapsode tension [7].

Como parte de este Proyecto de Investigacion se ha hecho una revision completa del programa,incluyendo en particular los siguientes aspectos:

desarrollo de una interfase grafica para la entrada de datos y para integrar todas las opciones decalculo,

revision e integracion al paquete de un segundo metodo de diseno de capacitores para mitigarel colapso, desarrollado inicialmente en el marco de un proyecto de fin de carrera de ingenierıaelectrica [8],

revision y actualizacion del modulo de filtrado de contingencias,

incorporacion de opciones de modelado y entrada de datos adicionales: modelos standard devariacion de carga con la tension, reactores de lınea,opciones de ingreso de curvas PQ de maquinas,etc.,

diversas opciones para el calculo de margenes al colapso de tension,

desarrollo de un programa para convertir archivos de datos en formato PSS/E [9] (que es elprograma de estudio de sistemas que utiliza UTE) a formato ESTTEN.

1.5. Descripcion de la red analizada

La red analizada es la prevista por UTE para el ano 2010, en escenarios de maxima demanda ygeneracion predominantemente hidraulica o predominantemente termica. Esta red es la misma que seha usado en los escenarios 2010 de los estudios de estabilidad a las pequenas oscilaciones descritos en elCapıtulo 3 de este informe.

Las cargas del sistema se han supuesto basicamente como si fueran de potencia activa y reactivaindependiente de la tension—un peor caso—, a excepcion de las cargas de la planta de produccion de

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celulosa de Botnia, para las que se dispone de un modelo mas preciso. Como se indica mas adelante, sehan hecho asimismo estudios de la influencia del modelo de carga en los resultados asociados a los casosmas crıticos.

Se han representado las barras cercanas a aquellas en que aumenta la carga y en que existen ban-cos de condensadores como si fueran de tension controlada automaticamente por los propios bancos.Si bien en la realidad estos bancos no necesariamente operaran de esta forma, este modelado permiterepresentar adecuadamente la situacion probable de la conexion gradual de estos bancos (manual o au-tomaticamente) a medida que crece la carga en el sistema. Como se indica mas adelante, se ha analizadoasimismo en alguno de los escenarios la situacion en la cual parte de estos bancos de condensadores nose conectan a medida que va aumentando la carga (escenario con reactiva limitada”), a los solos efectosde observar la influencia de estos mecanismos de regulacion de tension en los margenes al colapso.

Los bancos de reactores del sistema (inclusive el reactor del compensador estatico de Montevideo)se modelaron como admitancias fijas.

Los transformadores de carga se han supuesto con sus taps de conmutacion fijos, si bien en larealidad varios de estos tansformadores tienen regulacion automatica. Cabe destacar que en este tipo deestudios, el efecto de la conmutacion automatica de taps (mientras no se supere el rango de regulacionde los conmutadores) se contempla aproximadamente al suponer las cargas independientes de la tension[10].

Comentario En el caso particular de la red uruguaya analizada, algunos estudios preliminaresrealizados parecen sugerir que esta tecnica clasica de modelado ( suponer los transformadores con tapsfijos y las cargas independientes de la tension) es demasiado conservadora, resultando en margenes alcolapso excesivamente pequenos. El analisis cuidadoso de la influencia de la conmutacion automatica detaps en el margen al colapso es, por lo tanto, un aspecto importante del problema aun pendiente.

1.6. Otras hipotesis del estudio

El lımite de transferencia de la red asociado al colapso de tension no es unico, sino que depende dela forma en que se supone que aumentan las cargas en la red (la direccion de carga de la red).

En este estudio se ha analizado el sistema para 3 direcciones de carga distintas:

Escenario Uruguay: Aumento de carga uniforme en todas las barras publicas de la red uruguaya(se exceptuan aquellas conectadas exclusivamente a clientes). Este estudio permite, por lo tanto,analizar los margenes de transferencia de la red uruguaya frente a los futuros aumentos vegetativosde la demanda.

Escenario Litoral Sur: Aumento de carga uniforme en las estaciones Fray Bentos,Mercedes,NuevaPalmira,Conchillas y Colonia. Este estudio permite conocer los margenes de transferencia de lared uruguaya frente a la probable conexion de importantes cargas en esa zona litoral del paıs.

Escenario Ence: Aumentos de carga en la planta de produccion de celulosa de Ence Este escenariode aumento de carga se ha analizado a los solos efectos de realizar una primera aproximacion alos lımites de suministro de la red a esta nueva carga puntual.

No se ha analizado, en cambio, un escenario de aumento de carga en la planta de Botnia. Esto sedebe a que los lımites de suministro a Botnia a corto plazo ya han sido exhaustivamente analizadosy convenidos con esta empresa [11]. Se hace notar, adicionalmente, que la planta de Botnia posee unsistema de despeje de carga muy rapido, el cual permite controlar en forma estricta que no se superenlos lımites de intercambio con la red de UTE, ni siquiera durante contingencias.

En todos los casos se ha supuesto que se mantiene el factor de potencia de las cargas a medidaque estas aumentan. Se ha supuesto asimismo que los aumentos de carga en el sistema son absorbidos

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por la barra slack del sistema (Barra Ezeiza, en Argentina). Como se indica mas adelante, se hananalizado tambien algunos casos crıticos suponiendo que la carga se reparte tambien entre algunos otrosgeneradores en reserva rotante cercanos a la zona en estudio, a los solos efectos de observar la influenciade esta hipotesis sobre los resultados.

Las contingencias que se han analizado son la salida de servicio de lıneas con un extremo en Uruguay,o transformadores 500/150 kV en Uruguay. En los Escenarios Litoral Sur y Ence no se han vueltoa analizar exhaustivamente contingencias que, de acuerdo a los resultados del estudio del EscenarioUruguay, son crıticas para mantener la estabilidad de tension en el sistema, independientemente de cualsea la zona en la que se suponen los incrementos de carga. Esta situacion se da, especıficamente, todavez que sale de servicio alguna de las principales canalizaciones del sistema de 500 kV.

No se han analizado los escenarios de salida de generadores, dado que toda vez que sale de servicio ungenerador, la reserva rotante del sistema (activada por la regulacion primaria de frecuencia) rapidamentelo sustituira con un aumento de generacion en una de las maquinas ya conectadas al sistema. Analizarla salida de generadores en este tipo de estudios de estabilidad (para perturbaciones lentas) equivale,por lo tanto, a analizar escenarios de generacion alternativos a los 2 escenarios supuestos.

1.7. Criterios de aceptacion

No existen en Uruguay criterios establecidos respecto a cuales son los margenes que las redes plani-ficadas deben respetar respecto al colapso de tension. En funcion de criterios usados en otros paıses [12]y consideraciones propias, en este trabajo se evaluan los margenes al colapso de la siguiente forma:

Criterio 1). La red completa, sin elementos fuera de servicio, debe tener un margen al colapsodel 7% respecto a la carga activa total (en MW) que se supone creciente.

Criterio 2). La red con un elemento fuera de servicio—condicion ”n − 1–debe tener un margenal colapso del 6% respecto a la carga activa total (en MW) que se supone creciente.

Como se indica mas arriba, la herramienta de calculo utilizada permite, asimismo, evaluar margenesal colapso para la peor direccion de carga posible (calculo de la bifurcacion mas cercana). Esta posibilidaddel programa de calculo permite, por lo tanto, verificar criterios adicionales de margen al colapso. Eneste estudio se plantea verificar tambien el siguiente criterio adicional respecto al margen a la bifurcacionmas cercana:

Criterio 3). La red completa debe tener un margen al colapso mayor que cero respecto a la cargaaparente total (en MVA) cuando se supone un aumento de carga de la siguiente forma:

a) aumenta la carga en la forma presupuesta, hasta llegar a un estado en que el margen alcolapso es del 7 % respecto a la carga activa total (en MW) que se supone creciente.

b) aumenta la carga (activa y reactiva) en forma arbitraria desde ese punto. El margen menciona-do se debe medir respecto a la carga aparente total en este punto de las barras involucradasen la peor direccion de carga.

Los criterios 1, 2 y 3 se puede definir formalmente con la ayuda de los margenes

M1 = 100

∑i∆Pi∑

iPi0

; M2 = 100

∑i∆Si∑

iSi0

,

siendo

i = 1, · · · , n las barras en que aumenta la carga,

9

Pi0, Si0 la cargas activa y aparente iniciales en la barra i,

Pi, Si la cargas activa y aparente en la barra i en el punto de colapso,

y ∆Pi = Pi − Pi0,∆Si = Si − Si0 los respectivos incrementos de carga activa y aparente.

Los criterios 1 a 3 se pueden expresar formalmente ası:

Criterio 1: M1 ≥ 7% con la red completa.

Criterio 2: M1 ≥ 6% en contingencia ”n − 1”.

Criterio 3: M2 > 0% si se toma como punto inicial el que corresponde a M1 = 7%.En todos los casos,el sistema se debe evaluar en los diversos escenarios de generacion y maxima carga

previstos.Notas:

Los margenes al colapso del 6% y 7% propuestos en los criterios 1) y 2) se basan en la referencia[12].

En la misma referencia se aclara que el criterio de aceptacion incluye una prevision de 1 ano deatraso en las obras necesarias para resolver los eventuales problemas encontrados en el estudio,ası como posibles errores en la prevision del aumento de la demanda durante ese ano adicional(que se supone esta fuera del horizonte normal de planificacion, durante el cual las previsiones dedemanda se suponen sin error). El margen del 6% en condicion de contingencia se compone, por lotanto, de un 4,5% supuesto de aumento de carga anual y un 1,5% de posible error en la previsionde demanda. Ambas componentes deberıan aumentarse si las previsiones de tasa de aumento dedemanda son mayores o si se asumen mayores atrasos en las obras.

El criterio 3 se basa en la propuesta incluıda en [3]. El margen del 7% propuesto para .abandonar”ladireccion de carga inicial y asumir la peor direccion de carga en el criterio 3, permite contemplarel caso en que se produce un aumento de carga en una direccion imprevista en un sistema queya se encuentra al borde del colapso de acuerdo con el criterio 1. Dado que estos casos de peoraumento de carga son poco probables, se entiende que serıa demasiado conservador imponer enestas condiciones un margen al colapso mayor.

1.8. Metodologıa de calculo

Para cada uno de los escenarios de generacion y carga se siguio la siguiente metodologıa de calculo:

1. Calculo del margen al colapso para la red completa ( verificacion del Criterio 1 ).

2. Analisis de contingencias de salida de lıneas.

3. Calculo del margen al colapso para los 5 escenarios de contingencia de salida de lıneas mas crıticas( verificacion del Criterio 2 ).

4. Calculo del margen al colapso para cada una de las principales contingencias de salida de lostransformadores 500/150 kV ( verificacion del Criterio 2 ).

5. Adicionalmente: para el Escenario Uruguay se calculo el margen al colapso para la peor direccionde carga, es decir, el margen a la bifurcacion mas cercana ( verificacion del Criterio 3).

10

Nota:El calculo del margen al colapso en las 5 contingencias mas crıticas permite tener en cuenta que

el modulo de filtrado de contingencias del programa se basa ( como todos los metodos de filtradode contingencias ) en aproximaciones lineales, por lo que considerar solo la contingencia mas crıticadetectada por el programa puede ser fuente de errores.

1.9. Resultados

1.9.1. Margenes al colapso de tension

Los resultados correspondientes a cada escenario de generacion se incluyen en las tablas siguientesen las que se denomina Caso base.a los casos asociados a la red completa, y se indican los resultados solopara la contingencia (salida de lıneas o transformadores) que resulto mas crıtica entre las 5 analizadas.En todos los casos los margenes se calculan respecto a las cargas totales indicadas en el item 1.7 Criteriosde aceptacion.

Escenario de generacion hidraulica. Margenes en %Uruguay Litoral Sur Ence Comentarios

Caso base 19,1 190 538

Salida Montevideo A 500 10,8 Otras contingencias crıticas:-Montevideo I 500 San Javier-C.Elia (11,5 %)

y Transformador500 kV S.Carlos (11,5 %)

Salida 84San Javier-F.Bentos

Salida Colonia-Ence 210

Bifurcacion mas cercana 2.1

Notas:

Las contingencias de salida de las lıneas Palmar - Montevideo A, Palmar - Las Brujas y Las Brujas- Montevideo B provocan un colapso de tension inmediato en todos los casos ( flujo de cargas noconvergente en el punto inicial ), y no fueron incluıdas entre las 5 contingencias mas crıticas paralas cuales se elaboro la tabla.

Igual situacion se da con la contingencia de salida del transformador 500/150 kV de MontevideoA.

11

Escenario de generacion termica. Margenes en %Uruguay Litoral Sur Ence Comentarios

Caso base 21.9 250 741

Salida 2.4 Otras contingencias crıticas:Baygorria - Terra Florida - Montevideo A (6.4 %)

Palmar - Baygorria (13.3 %)

Salida 107San Javier-F.Bentos

Salida Colonia-Ence 209

Bifurcacion mas cercana 0.2

Escenario hidraulico con reactiva limitada. Margenes en%Uruguay Comentarios

Caso base 10.8

Salida Colonia Elıa- 2 Otras contingencias crıticas:San Javier San Javier-Salto Grande (4.5 %)

San Carlos-Montevideo I (4.1 %)

Bifurcacion mas cercana 0.3

Notas:

En este escenario se asume que a lo largo de todo el proceso de aumento de carga solo estanconectados los bancos de condensadores que ya estaban conectados en el estado inicial.

Las contingencias de salida de las lıneas Palmar - Montevideo A, Palmar - Las Brujas y Las BrujasMontevideo B provocan un colapso de tension inmediato en todos los casos ( flujo de cargas noconvergente en el punto inicial ), y no fueron incluıdas entre las 5 contingencias mas crıticas paralas cuales se elaboro la tabla.

Igual situacion se da con la contingencia de salida del transformador 500/150 kV de MontevideoA .

Conclusiones:

Se han detectado, por lo tanto, tres contingencias en el escenario hidraulico con reactiva limitada yuna contingencia en el escenario termico que no respetan los margenes mınimos establecidos.

1.9.2. Dimensionado de condensadores para mitigar el colapso de tension

El mecanismo mas habitual para mejorar los margenes al colapso es la instalacion de bancos decondensadores en barras seleccionadas de la red. Dado que, normalmente, las situaciones de margenal colapso insuficiente se dan en escenarios de contingencia, los bancos de condensadores se operanhabitualmente en forma correctiva, conectandolos solo cuando efectivamente se produce la contingencia.

Mediante el modulo de optimizacion de dimensionado de capacitores se han analizado los casoscrıticos asociados a cada escenario de generacion. Este modulo del programa permite seleccionar lasbarras en las que se instalaran condensadores a partir de un listado de barras candidatascalculado enbase a los factores de participacion de las barras en el colapso [1]. Se pueden establecer asimismo ciertasrestricciones en cuanto a la potencia reactiva maxima que se desea instalar en las barras candidatas

12

dado que, en la practica, no es aconsejable instalar cantidades excesivas de potencia reactiva en unaunica barra (en caso de rechazo de carga en esa barra se obtendrıan sobretensiones difıciles de manejar).

Notas:

En la version actual del programa solo se pueden seleccionar barras en las cuales haya carga nonula.

El diseno de los automatismos necesarios para ordenar la conexion de los bancos y, en particular,los intervalos de tiempo adecuados para hacerlo requieren de un analisis dinamico del sistema queescapa al objeto de este estudio.

En las tablas de resultados que se adjuntan a continuacion se indican, en particular, el margen alcolapso que se toma como objetivo ( que es un dato de entrada a la rutina de calculo ) y el margen alcolapso que efectivamente se obtiene si se le pide al programa que calcule el punto de colapso de tensioncuando ya estan los condensadores adicionales instalados en el sistema.

Comentario: Los resultados obtenidos deben verse tan solo como ejemplos de aplicacion practicadel modulo de dimensionado de condensadores del programa. La posibilidad de instalar efectivamente loscondensadores seleccionados en las barras seleccionadas depende de consideraciones practicas adicionales( en particular: espacio fısico disponible en las estaciones para instalarlos) que no fueron tenidas encuenta.

Escenario Uruguay, hidraulico con reactiva limitada.Contingencia de salida San Javier - Colonia Elıa ( margen al colapso = 2 % )Barras Margen Reactiva total Margen Comentarios

deseado instalada real(%) (MVar) (%)

Montevideo K 6 128.3 9.4

Montevideo A, C, 6 132.3 8.6 Limitando la reactivaE, F, H, K, Solymar capacitiva a la carga reactiva

existente en cada barra

Escenario Uruguay, termico.Contingencia de salida Baygorria - Terra ( margen al colapso = 2.4 % )

Barras Margen Reactiva total Margen Comentariosdeseado instalada real

(%) (MVar) ( %)

Melo 6 11.8 6.9

Rivera, Tacuarembo, 6 11.4 6.3 Limitando la reactivaT. y Tres, Valentines capacitiva a la carga

reactiva existente en cada barra

Conclusiones

El programa dimensiona los bancos de condensadores necesarios haciendo uso de formulas de sensi-bilidad lineal del margen al colapso respecto a las admitancias de los condensadores. Es de esperar que,debido a esta aproximacion lineal, los margenes obtenidos una vez instalados efectivamente los bancosno sean exactamente iguales a los deseados. Los resultados indicados sugieren que el dimensionado prop-uesto por el programa esta ”del lado seguro”. No obstante, se entiende imprescindible realizar siempreuna verificacion posterior de los margenes obtenidos con los bancos de condensadores ya instalados.

13

1.9.3. Sensibilidad de los resultados al modelo de carga

Es un hecho conocido que los margenes al colapso de tension son altamente dependientes de losmodelos de variacion de carga con la tension utilizados. En ausencia de modelos confiables, a nivel dela Planificacion de la red se suele usar el modelo mas conservador de todos: potencia activa y reactivaindependiente de la tension. Dado que esta es la situacion actual en la red uruguaya, todos los resultadosdescritos mas arriba se han obtenido asumiendo este modelo conservador de la carga.

A los solos efectos ilustrativos, se han corrido algunos de los casos crıticos con 2 modelos de cargaadicionales:

Modelo 1: Potencia activa y reactiva con impedancia constante,

Modelo 2: 30 % de potencia activa independiente de la tension, 70 % de potencia activa de impedan-cia constante, 100 % de potencia reactiva de impedancia constante1.

Notas:

En la version actual del programa, estos modelos de carga son validos para las cargas iniciales enel sistema. Los aumentos sucesivos de carga hasta llegar al colapso de tension se suponen siemprede potencia activa y reactiva independiente de la tension. Esta suposicion implica, en particular,que existe un punto de colapso de tension incluso con los modelos de impedancia constante [14].

Las cargas de Botnia se han supuesto siempre con un modelo especıfico proporcionado por laempresa.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

Escenario Uruguay, hidraulico con reactiva limitada.Contingencia San Javier - Colonia Elıa

Modelo P,Q cte Modelo 1 Modelo 2

Margen al colapso (%) 2 49.9 33.6

Escenario Uruguay, termico. Contingencia Baygorria - TerraModelo P,Q cte Modelo 1 Modelo 2

Margen al colapso (%) 2.4 57.8 41.7

Conclusiones

Los resultados obtenidos confirman la alta sensibilidad de los margenes al colapso al modelo de cargay, en particular, el caracter conservador del modelo de potencias independientes de la tension.

1Este modelo se ha utilizado en varios estudios de la red uruguaya, y algunas verificaciones hechas en campo sugierenque podrıa ser un modelo razonable [13].

14

1.9.4. Sensibilidad de los resultados a la reparticion de generacion

Los resultados descritos hasta ahora se han obtenido suponiendo que los aumentos de carga se ab-sorben en la barra slack del sistema. A efectos de evaluar la influencia de esta hipotesis en los resultados,se han evaluado tambien los margenes al colapso de tension cuando se asume que tambien los gener-adores de Salto Grande Argentina contribuyen a alimentar las cargas en exceso. Cabe destacar queno hay generadores uruguayos que puedan estar en esta situacion, dado que en ambos escenarios degeneracion ( hidraulico y termico ) los generadores uruguayos estan despachados a pleno.

Los resultados obtenidos son los siguientes:

Escenario Uruguay, hidraulico con reactiva limitada.Contingencia San Javier - Colonia Elıa ( margen al colapso=2 % )

Margen con reparticion en Salto Grande Argentina 2.1 %

Escenario Uruguay, termico.Contingencia Baygorria - Terra ( margen al colapso = 2.4 % )

Margen con reparticion en Salto Grande Argentina 2.5 %

Conclusiones

Los resultados muestran una escasa sensibilidad al reparto de generacion. Cabe advertir, no obstante,que esta conclusion no es facilmente generalizable, dada la particularidad de los escenarios estudiados,en los cuales solo es posible repartir generacion en una unica central adicional relativamente alejada delcentro de cargas mas importante.

1.9.5. Sensibilidad de los resultados a los lımites de reactiva de las maquinas

El programa permite manejar lımites de generacion de reactiva de las maquinas variables con lageneracion de activa, haciendo uso de las curvas PQ de las maquinas involucradas. No ha sido posibleevaluar la influencia de esta sofisticacion de los modelos de maquina en los resultados. Esto se debe aque en los casos crıticos las maquinas de Salto Grande Argentina—que, junto con la slack, son las unicasen las que se ha podido suponer variaciones de generacion de potencia activa a medida que aumenta lacarga—nunca llegan a su lımite de generacion de reactiva.

1.10. Conclusiones

Se ha realizado un estudio de margenes al colapso de tension de la red uruguaya en diversos esce-narios futuros de generacion y aumento de cargas, haciendo uso de un programa de calculo desarrolladocon anterioridad a este Proyecto de Investigacion, y ampliado y mejorado en el curso del mismo. Losresultados muestran algunas situaciones de contingencia para las cuales no se respetan los criterios deseguridad propuestos. Se ha realizado una primera aproximacion a las medidas de mitigacion necesariaspara restituir los margenes de seguridad en los casos mas crıticos, en base a la conexion de bancos decondensadores en algunas barras seleccionadas. Se han desarrollado asimismo estudios de sensibilidada algunas de las hipotesis del estudio, destacandose en particular la gran sensibilidad de los resultadosobtenidos a los modelos de variacion de carga con la tension.

15

Bibliografıa

[1] P. Kundur, Power System Stability and Control ,Mc- Graw Hill, New York, 1994.

[2] URSEA, Reglamento de Trasmision de Energıa Electrica, Julio 2002, www.ursea.gub.uy.

[3] M. Artenstein, P. Monzon, Tools for voltage collapse analysis and applications, Revista IEEE Ameri-ca Latina, Vol.4, N 3, Mayo 2006.

[4] C. Canizares, Voltage collapse and Transient Energy Function analysis of AC/DC systems ,PhDThesis, University of Winscosin-Madison, 1991.

[5] I. Dobson, Observations on the geometry of saddle-node bifurcations and voltage collapse in electricalpower systems,IEEE Transactions on Circuits and Systems-I, Vol.39, N 3, March 1992.

[6] F. Alvarado, I. Dobson,Y. Hu, Computation of closest bifurcations in power systems,IEEE Transac-tions on Power Systems, Vol.9, N2,May 1994.

[7] S. Green, I. Dobson, F. Alvarado, Sensitivity of the load margin to voltage collapse with respect toarbitrary parameters, IEEE Transactions on Power and Systems, Vol.12, N 1,February 1999.

[8] A. Alonso, D. Fernandez, A. Ferenczi, Estabilidad de tension, Proyecto de grado, Universidad de laRepublica, 2005.

[9] Siemens-PTI, PSS/E, Power system simulator for engineering.

[10] T. Van Cutsem, C. Vournas, Voltage stability analysis in transient and mid-term time scales,IEEETransactions on Power Systems, Vol.11, N 1,February 1996.

[11] F. Anon, D. Bonjour, A. Musetti, F. Sanchez, Acceso de Botnia al SIN-Estudios electricos, Informeinterno UTE-PEE, Octubre 2007.

[12] ONS (Operador Nacional do Sistema Eletrico), Submodulo 23.03, Diretrizes e criterios para EstudosEletricos, 2001, www.ons.org.br.

[13] C. Alonso, Informe tecnico PEE 28/03, Informe interno UTE, Abril 2003.

[14] B. Lesieutre, Existence of solutions of the network/load equations in Power Systems, IEEE Trans-actions on Circuits and Systems-I: Fundamental Theory and Applications, Vol.46, N 8, August 1999.

[15] M. Artenstein, Criterios de planificacion de la red uruguaya en relacion al colapso de tension, IEEEEncuentro de Potencia, Instrumentacion y Medidas, Montevideo, Octubre 2008.

16

Capıtulo 2

Modelo dinamico equivalente delsistema interconectadoargentino-uruguayo

Este capıtulo describe la construccion de un modelo equivalente del sistema electrico argentino paraser usado en el estudio de fenomenos dinamicos del sistema uruguayo. Mediante las tecnicas conocidascomo slow coherency, los generadores que oscilan en forma coherente a las mas bajas frecuencias naturalesdel sistema interconectado fueron identificados mediante el analisis modal. El correspondiente modelolineal fue construido con modelos clasicos de segundo orden para los generadores. En un segundo paso, losgeneradores coherentes fueron agrupados convenientemente, creando los correspondientes equivalentesinerciales. Finalmente, el modelo fue reducido nuevamente por medio de tecnicas lineales clasicas parael calculo de equivalentes estaticos. El resultado final es un modelo equivalente del modelo argentino queincluye aproximadamente el 20 % de las maquinas originales y menos del 5% de sus barras. El modeloequivalente fue validado mediante la comparacion de la respuesta transitoria del sistema uruguayo a unconjunto significativo de faltas.

Este trabajo fue presentado y publicado en IEEE Latin American Conference on Transmission andDistribution, Bogota [1], cuyo manuscrito se incluye en el Anexo.

17

Bibliografıa

[1] M. Artenstein, A. Giusto Equivalent model of the Argentinian electrical power system for stabilityanalysis of the Uruguayan system, IEEE Latin American Conference on Transmission and Distribu-tion, Bogota, Colombia, Agosto 2008.

18

Capıtulo 3

Analisis modal del sistema electricouruguayo

Este reporte describe el analisis modal del sistema electrico uruguayo. Los escenarios bajo estudiocomprenden los maximos termicos e hidraulicos previstos para el ano 2010, incluyendo los generadores ygrandes consumidores que han entrado en servicio durante los anos 2006 y 2007. Comprenden, asimismo,el escenario maximo correspondiente al ano 2004, con generacion hidraulica dominante. Los principalesmodos de oscilacion son estudiados y discutidos en detalle, prestando particular atencion a los mo-dos asociados al sistema de generacion del Rıo Negro y a Botnia que exhiben un amortiguamientoinsuficiente. Los resultados del analisis modal fueron validados mediante el estudio de las respuestastransitorias frente a faltas significativas. Una version breve de este trabajo fue presentado y publicadoen el Encuentro de Potencia, Instrumentacion y Medidas 2008, [4].

3.1. Introduccion

El comportamiento dinamico de un sistema electrico es un fenomeno complejo, que admite unamultiplicidad de abordajes. El concepto mismo de estabilidad admite varias interpretaciones: estabilidadde angulo, de tension, estabilidad transitoria, en pequena senal, etc. Cada uno de estos conceptos,originados en decadas de experiencia internacional en la operacion y planificacion de estos sistemas,ası como sus herramientas de analisis asociadas, responde solo un aspecto del fenomeno global, y comotal debe entenderse.

Este capıtulo trata de la estabilidad del sistema uruguayo frente a pequenas perturbaciones, o sise prefiere, su estabilidad en pequena senal. Lo que se estudia es la capacidad del sistema electricode mantener el sincronismo frente a pequenas perturbaciones. Se entiende que una perturbacion espequena si el modelo linealizado en torno del punto de equilibrio correspondiente permite estudiar larespuesta adecuadamente. En general, la inestabilidad en pequena senal esta asociada a la insuficienciade amortiguacion en el sistema. Sin perjuicio de que ninguna evaluacion de desempeno de un sistema depotencia puede prescindir del analisis de la respuesta en gran senal, el analisis modal mediante tecnicaslineales provee informacion valiosa acerca de las caracterısticas inherentes del sistema y asiste en sudiseno.

La red uruguaya conoce antecedentes de estudios de respuesta en pequena senal que fueron desarrol-lados frente a escenarios que no estan ya presentes, [1]. Existen controladores estabilizadores del sistemade potencia (PSS) instalados que no han sido sintonizados por la ausencia de estudios especıficos.

Este trabajo reporta estudios de analisis modal sobre escenarios actuales y a corto plazo del sistemaelectrico uruguayo interconectado con el argentino. El foco esta puesto en los modos locales del sistemauruguayo. Por tal razon, el sistema argentino esta descrito mediante un modelo equivalente, simplificado.

19

El modelo consta de aproximadamente 50 generadores y 360 barras agrupados en 3 escenarios baseque combinan regimen termico o hidraulico y flujo de carga al ano 2004 o 2010. El sistema argentinofue modelado mediante un equivalente, al tiempo que los generadores uruguayos y Salto Grande fueronmodelados con detalle en sus sistemas de excitacion y control de velocidad. El modelo se basa en flujosde carga y datos dinamicos suministrados por UTE, migrados al programa DSAT [2].

Los resultados incluyen un analisis de dos modos locales del sistema uruguayo. Uno de ellos esta asoci-ado directamente a las unidades de generacion hidroelectrica del Rıo Negro, particularmente las centralesTerra y Baygorria. Este modo, cuya frecuencia natural es cercana a 1.1 Hz, exhibe un coeficiente deamortiguamiento insuficiente. El segundo modo estudiado en detalle es el asociado con los generadoresde Botnia, que tambien posee un amortiguamiento insuficiente.

El analisis de ambos modos incluye sus mode shapes–los componentes de los autovectores derechosasociados–, y los respectivos factores de participacion [3]. Estos indicadores aportan informacion valiosasobre la medida en que cada generador del sistema oscila de acuerdo a cada modo y las maquinas desdelas que es mas efectiva una accion de amortiguamiento, por ejemplo, mediante senales estabilizadorasPSS.

El analisis incluye la influencia de determinados aspectos del modelo, particularmente el modelo decarga y determinadas contingencias, sobre el comportamiento de cada modo de oscilacion.

El reporte esta organizado de la siguiente forma. Las principales caracterısticas de los modelos usadosse describen en la seccion 3.2, ası como una descripcion de los diferentes escenarios y contingenciasestudiadas. El analisis modal es detallado en la seccion 3.3, que finaliza con un analisis de los modos delRıo Negro y de Botnia. La informacion dinamica que aporta el modelo lineal es validada en la seccion3.4 mediante la obtencion de respuestas transitorias. El reporte finaliza con unos comentarios finales amodo de conclusion.

3.2. Descripcion del modelo

El modelo representa el sistema interconectado argentino-uruguayo en tres escenarios base que sedescriben mas adelante. Las caracterısticas comunes del modelo se detallan a continuacion.

El sistema total consta de aproximadamente 360 barras y, dependiendo del caso aproximadamente50 maquinas. La red argentina es modelada mediante una red equivalente, consistente en 67 barras y 28maquinas. Incluye tres maquinas equivalentes: Ezeiza, Almafuerte y Rodrıguez, y modelos individualespara cada generador de las centrales Yacireta y Salto Grande.

El sistema uruguayo incluye las redes de 500, 150 y 110 kV, parte de la red de 60 kV y los transfor-madores de carga de Alta a Media Tension.

Las maquinas sincronicas de las centrales hidroelectricas se modelaron mediante modelos de orden5; las termicas se modelaron con orden 6. En los escenarios base, las cargas se modelaron como 30 % apotencia (P,Q) constante y 70 % a impedancia (Z) constante para la potencia activa y 100 % Z constantepara la potencia reactiva. La siguiente tabla brinda detalles sobre los modelos dinamicos de cada unidad.Los modelos se identifican mediante nomenclatura standard, ya sea de IEEE [5] o PSS/E [6]. UDMdenota un modelo que ha sido desarrollado especıficamente por los autores en el ambiente DSAT.

3.2.1. Descripcion de escenarios y contingencias

Los escenarios base estudiados son tres:Escenario base 1: Escenario maximo hidraulico correspondiente al ano 2010.Escenario base 2: Escenario maximo termico correspondiente al ano 2010.Escenario base 3: Escenario maximo correspondiente al ano 2004, con generacion hidraulica domi-

nante.

20

Cuadro 3.1: Modelos dinamicosUnidad Modelo de Sistema de PSS Regulador de

maquina excitacion velocidad

ALMAFUERTE GENSAL X X X

EZEIZA GENSAL X X Slack

RODRIGUEZ GENSAL X X X

YACIRETA GENSAL X X X

SALTO GRANDE GENSAL UDM UDM IEEEG3

TERRA GENSAL UDM X X

BAYGORRIA GENSAL IEEET2 X X

PALMAR GENSAL UDM X IEEEG3

BATLLE 4a GENROU X X X

BATLLE 5a GENROU UDM X IEEEG1

BATLLE 6a GENROU UDM X IEEEG1

PUNTA DEL TIGRE GENROU ESAC6A X IEESG0

BOTNIA GENROU UDM X IEEEG1

CTR GENROU IEEET2 X X

Fueron considerados algunos escenarios auxiliares, resultantes de tomar todas o algunas cargas mod-eladas con P,Q cte.

Las contingencias consideradas son relativas a la presencia o no de algunas barras o lıneas de trans-mision, a saber:

Lınea Young-Terra en 150 kV.

Lınea San Javier-Fray Bentos en 150 kV.

Barra Trinidad, 150kV

Lınea San Javier-Salto Grande en 500 kV.

Conexion Salto Grande Uruguay-Salto Grande Argentina, 500 kV.

En caso de analizar todas las contingencias para cada uno de los escenarios posibles, se tratarıa demas de 40 casos. Sin embargo, la discusion solo presenta los casos de mayor interes.

3.3. Analisis modal

Esta seccion presenta los resultados del analisis modal de los modelos descritos en la Seccion 3.2.Fueron calculados todos los autovalores de la matriz de transicion de estados del modelo lineal, ası comosus respectivos autovectores derechos -que seran referidos mode shapes por brevedad y facilidad dereferencia– y los factores de participacion. Consultese la referencia [3] por una detallada definicion einterpretacion de estos indicadores. Los calculos fueron realizados en el paquete DSAT [2].

A modo de referencia, un lımite inferior aceptable de 5 % es considerado para el coeficiente deamortiguamiento ζ en este trabajo, que equivale a una atenuacion de 73 % entre picos consecutivos dela onda sinusoidal amortiguada correspondiente. Este criterio esta totalmente en lınea con los que sehan dado UTE y entidades reguladoras argentinas y brasilenas.

La figura 3.1 representa los autovalores de los modos electromecanicos del sistema para el escenariobase 1. Las abcisas y ordenadas corresponden, respectivamente, a la parte real (seg−1) e imaginaria

21

Figura 3.1: Modos electromecanicos, escenario # 1.

(rad/seg o Hz, segun el eje) de los modos mencionados. El grafico indica tambien el factor de amor-tiguamiento (%).

Los modos asociados al control o a la dinamica magnetica de los generadores, generalmente reales yde frecuencias relativamente altas, no son mostrados.

En primer lugar, cabe destacar que todos los modos tiene parte real negativa, de lo que resulta laestabilidad del sistema frente a pequenas perturbaciones.

Los modos denotados ”Z”son los modos inherentes a la dinamica del centro de inercia del sistema.El sistema analizado no incluye un modelo detallado de las dinamicas lentas, particularmente el controlde frecuencia, dado que no es el objeto de este estudio.

El modo electromecanico mas lento es el que denominamos ”Y”(ωn = 0,79Hz, ζ = 2,7 %) y esta aso-ciado a la central generadora Yacireta. El analisis de los mode shapes (no graficados) indica que eneste modo de oscilacion, todas las maquinas de Yacireta oscilan en forma coherente y en contrafase conel resto del sistema. Los factores de participacion indican que este modo se puede amortiguar desdeYacireta o, en menor medida, desde la maquina equivalente Ezeiza. Este modo es, por tanto, el modocomun de la Central Yacireta en su conjunto, oscilando contra el resto del sistema. El amortiguamien-to de este modo, si bien insuficiente, no incluye los efectos de su sistema de excitacion, que no fueconsiderado.

22

Note el conjunto de modos 2”1. Son en total 17 modos (uno menos que la cantidad de maquinasde la central Yacireta). Se trata de modos locales de la central, en la que una o mas maquinas oscilanen contrafase con otras, permaneciendo el resto del sistema completamente ajeno. Los modos locales,internos a la centrales, son siempre mas rapidos y amortiguados que el modo colectivo de la central.

Como ya fue mencionado anteriormente, no es el objeto de este estudio analizar los modos delsistema argentino, sino los modos propios de la red uruguaya. Ası, solo mencionaremos rapidamente alos otros modos del sistema argentino: aquellos denotados .A 2R”, asociados a los generadores Almafuertey Rodrıguez.

El primer modo relevante para nuestro analisis es uno que denominaremos Rıo Negro”, o RN.en elgrafico. Su frecuencia y amortiguamiento son, respectivamente,(ωn = 1,14Hz, ζ = 4,1 %). Los compo-nentes significativos del mode shape correspondiente son representados en la figura 3.2. Como puedeobservarse, este modo esta presente en las centrales Terra y Baygorria (y en menor medida, en Botnia)las que oscilan aproximadamente en fase2. Los mode shapes se interpretan de forma similar a un diagra-ma fasorial. En este caso, una vez excitado este modo, los rotores de las maquinas de Terra, Baygorriay Botnia oscilaran aproximadamente en fase a una frecuencia de 1.14 Hz (o sea, un perıodo de 877 ms)en contrafase con el resto del sistema. Esta oscilacion se amortigua con un coeficiente ζ = 4,1%, queimplica una atenuacion de 77 % entre picos consecutivos de la onda. En contrapartida, el modo es casino observable en el resto del sistema.

−1 −0.8 −0.6 −0.4 −0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1−1

−0.8

−0.6

−0.4

−0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

SG BAYGORRIA

TERRA BOTNIA

Figura 3.2: Mode shape del modo Rıo Negro.

La tabla 3.2 lista los factores de participacion de cada maquina en este modo. Como puede ob-

1Usaremos minusculas para denotar modos locales de las centrales generadoras y letras mayusculas para los modoscomunes y para los que involucran varias centrales generadoras

2El modo se manifiesta apenas marginalmente en Palmar. El analisis de los resultados arroja una relacion directa entrela participacion de cada central en este modo y la distancia electrica al sistema de 500 kV

23

servarse, las maquinas con factores de participacion significativos son las de Terra, seguida por las deBaygorria. Este modo, entonces, puede ser amortiguado mediante la sintonıa de senales estabilizadoraspreferentemente en Terra o, en menor medida, en Baygorria.

Cuadro 3.2: Factores de participacion del Modo Rıo NegroFactor de Maquina Central

participacion

1 TER 131G13.8 TERRA0,83 TER 134G13.8 TERRA0,83 TER 132G13.8 TERRA0,83 TER 133G13.8 TERRA0,37 BAY 71G7.00 BAYGORRIA0,37 BAY 72G7.00 BAYGORRIA0,33 BAY 73G7.00 BAYGORRIA0,04 BOT 101G10.5 BOTNIA0,03 BOT 102G10.5 BOTNIA0,02 SGU 134G13.8 SALTO GRANDE0,02 SGU 139G13.8 SALTO GRANDE

El modo Rıo Negro es, entonces, el modo correspondiente al sistema de generacion hidraulica del RıoNegro oscilando contra el resto de la red. Resta estudiar la influencia sobre este modo de los diferentesescenarios y contingencias.

Cuadro 3.3: Modo Rıo NegroParte Parte Frecuencia Damping Escenario ContingenciaReal Imag. (Hz) (%)

-0,24 6,95 1,11 3,44 Hidraulico 2010 base Sale Young-Terra-0,29 7,11 1,13 4,06 Hidraulico 2010 base Sale FB-SJ-0,29 7,19 1,14 4,07 Hidraulico 2010 base Sale Trinidad-0,3 7,21 1,15 4,09 Hidraulico 2010 base Sale SGA-SGU-0,3 7,18 1,14 4,15 Hidraulico 2010 base No fault-0,31 7,18 1,14 4,28 Hidraulico 2010 con P cte No fault-0,4 7,38 1,17 5,37 Caso 2004 base Sale Young-Terra-0,42 7,55 1,2 5,59 Caso 2004 base Sale Trinidad-0,43 7,57 1,2 5,62 Caso 2004 base Sale SGA-SGU-0,43 7,56 1,2 5,65 Caso 2004 base No fault-0,45 7,52 1,2 5,97 Caso 2004 base, P cte No fault

La tabla 3.3 lista los autovalores del modo Rıo Negro para un amplio conjunto de escenarios ycontingencias, ordenada por factor de amortiguacion creciente. Se concluye que el modo Rıo Negrotiene un amortiguamiento insuficiente para el escenario hidraulico 2010 y puede llegar a ser francamenteinsuficiente, del orden de 3.4 %. Se concluye facilmente que el peor escenario es el caso hidraulico 2010y que la contingencia mas desfavorable es la salida de la lınea Young-Terra.

La discusion sobre los modos asociados al sistema hidraulico del Rıo Negro, continua con el mododenominado ”BY-T.en la figura 3.1. En este modo se da una oscilacion conjunta de las maquinas dela central Baygorria en oposicion de fase con las de Terra, al tiempo que el resto del sistema participaapenas marginalmente. Tanto este modo como los denominados ”t”(modos locales de la central Terra)pueden ser eficazmente amortiguados mediante la accion de senales estabilizadoras en la central Terra.Los modos ”P 2”pcorresponden, respectivamente al modo comun y a un modo local de la central Palmar.

24

Como mencionado antes, los modos locales de una central son generalmente mas rapidos y masamortiguados que los modos comunes respectivos. Esta afirmacion puede ser verificada, con la ayuda dela figura 3.1 para la centrales Salto Grande, Palmar y Botnia. La misma relacion existe entre el modocomun del Rıo Negro RN 2los modos ”BY-T”, ”P”, etc.

El otro modo que merece nuestra atencion sera denominado ”Botnia”, o ”BT.en la figura 3.1. Ex-aminando sus mode shapes y sus factores de participacion se concluye rapidamente que es el modo enel que ambos generadores de Botnia oscilan coherentemente en contrafase con el resto del sistema. Esun modo observable solo en esta central y solo es posible amortiguarlo en estas maquinas.

La Tabla 3.4 lista los autovalores del modo Botnia para diferentes escenarios y contingencias.

Cuadro 3.4: Modo BotniaParte Parte Frecuencia Damping Escenario ContingenciaReal Imag. (Hz) ( %)

-0,19 8,21 1,31 2,35 Hidraulico 2010 base Sale FB-SJ-0,2 8,08 1,29 2,47 Hidraulico 2010 con P cte Botnia Sale FB-SJ-0,21 8,17 1,3 2,56 Termico 2010 base Sale FB-SJ-0,22 8,04 1,28 2,78 Termico 2010 P cte en Botnia Sale FB-SJ-0,32 8,85 1,41 3,61 Termico 2010 base Sale Young-Terra-0,32 8,83 1,41 3,68 Hidraulico 2010 base Sale Young-Terra-0,33 8,93 1,42 3,71 Termico 2010 con P cte No fault-0,34 8,94 1,42 3,76 Termico 2010 base No fault-0,34 8,94 1,42 3,76 Termico 2010 base Sale Trinidad-0,34 8,83 1,41 3,83 Termico 2010 P cte en Botnia Sale Young-Terra-0,34 8,95 1,42 3,84 Hidraulico 2010 base No fault-0,34 8,94 1,42 3,84 Hidraulico 2010 base Sale Trinidad-0,34 8,8 1,4 3,89 Hidraulico 2010 con P cte Botnia Sale Young-Terra-0,36 8,92 1,42 3,98 Termico 2010 P cte en Botnia No fault-0,36 8,91 1,42 3,99 Termico 2010 P cte en Botnia Sale SJ-SGU-0,36 8,92 1,42 4,05 Hidraulico 2010 con P cte Botnia No fault-0,36 8,86 1,41 4,05 Hidraulico 2010 con P cte No fault-0,37 8,9 1,42 4,19 Hidraulico 2010 con P cte Botnia Sale SJ-SGU

El modo Botnia tiene un amortiguamiento francamente insuficiente para todos los casos considerados.El caso mas crıtico es la salida de la lınea Fray Bentos- San Javier; el segundo es la salida de Young-Terra. La situacion es casi la misma, independientemente de si el regimen predominante es termico ohidraulico.

Consideremos ahora la figura 3.3, que despliega el patron de autovalores para el escenario base 2, esdecir, el regimen termico previsto para el ano 2010. En el se pueden apreciar, ademas de algunos modosya presentados, aquellos asociados con las unidades termicas de Montevideo y San Jose: Central Batlley Ordonez (BO), Central Termica de Respaldo (CTR) y Punta del Tigre (PTI).

El modo ”SUR”(ωn = 1,13Hz, ζ = 8,3%) consiste en la oscilacion coherente de todas las centralesdel sur del territorio (BO,PTI,CTR) y de Botnia, en contrafase con las unidades de Salto Grande. Sibien es observable en cada una de esas centrales, sus factores de participacion lo hacen amortiguableesencialmente desde la CTR y/o Salto Grande. Aparecen otros modos asociados a las centrales termicas,tales como ”PTI 2”pti”(modo comun y local de la central Punta del Tigre) y los modos locales ”bo 2

ctr”de las respectivas centrales. Estos modos, a diferencia de los asociados al Rıo Negro y a Botniatienen un amortiguamiento razonable, siempre mayor al 7 %.

25

Figura 3.3: Modos electromecanicos, escenario # 2.

3.4. Respuesta transitoria

Esta seccion esta dedicada a validar los resultados de la seccion previa mediante simulaciones tem-porales sobre el modelo no lineal. Concretamente, el sistema sera sometido a la accion de algunas faltassignificativas. Las respuestas temporales seran interpretadas a la luz del analisis modal precedente. Entodos los casos, las variables desplegadas seran los angulos de los rotores de las respectivas maquinas,tomando la maquina Ezeiza como referencia. Es necesario mencionar que, dado que las respuestas cor-responden al sistema no lineal y las perturbaciones no son necesariamente pequenas, los calculos aprox-imados que se comentan mas adelante no son mas que una herramienta para vincular estas respuestasno lineales con el analisis exacto de la respuesta lineal de la seccion precedente.

En primera instancia, observaremos en la figura 3.4 la respuesta transitoria frente a una falta trifasicaen la lınea Young-Terra, en un punto muy proximo a Young. La falta es despejada a los 60 ms mediantela apertura simultanea de ambos extremos de la lınea.

Mas alla de los primeros ciclos, donde la respuesta en gran senal domina, es posible observar endiferentes maquinas la presencia de dos modos bien diferenciados. La respuesta de Yacireta, con una

26

Gen

erat

or

rela

tive

an

gle

(d

eg)

Ref

eren

ce G

ener

ato

r =

3000

[E

ZE

IZA

500

.] ’

1’

Time (sec)

98052 BOT_102G10.5 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 3 -- SALE YOUNG-TERRA98541 TER_131G13.8 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 3 -- SALE YOUNG-TERRA98511 PAL_151G15.0 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 3 -- SALE YOUNG-TERRA98551 BAY__71G7.00 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 3 -- SALE YOUNG-TERRA5671 YACYHI0113.2 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 3 -- SALE YOUNG-TERRA

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00-51.82

-44.35

-36.88

-29.40

-21.93

-14.46

Figura 3.4: Falta en Lınea Young-Terra, Escenario # 1. Angulos relativos a EZEIZA

oscilacion lenta y persistente, exhibe el modo ”Ycon un perıodo de aproximadamente3 1.25 s, correspon-diente a una frecuencia de 0.8 Hz. Terra y Baygorria oscilan ostensiblemente en fase, con un perıodo deaproximadamente 0.91 s, o sea, una frecuencia de 1.1 Hz, la correspondiente al modo denominado RıoNegro”, vease tabla 3.3. Un analisis mas detallado del grafico, no incluido aquı, revela la oscilacion enfase de Palmar y Botnia con ambas maquinas mencionadas.

Con la intencion de observar el modo Botnia, se simulo una falta trifasica en la lınea Fray Bentos-SanJavier, cercana a Fray Bentos, despejada en 60 ms. En la figura 3.5 se despliegan los angulos de unamaquina de Terra y una de Botnia. Lo interesante del caso es que las respuestas exhiben simultaneamentelos modos Rıo Negro y Botnia. Es notable la demora en la extincion de ambas respuestas.

Notese que la respuesta de Terra, luego del transitorio inicial, exhibe un comportamiento sinusoidalamortiguado. El perıodo y la frecuencia de esa oscilacion, son, respectivamente 0.9s y 1.12 Hz: loscorrespondientes al modo Rıo Negro, como ya fue observado anteriormente.

La respuesta en Botnia es mas compleja. Dado que la falta estudiada excita tambien el modo RıoNegro, en las maquinas de Botnia deben superponerse este modo y tambien el modo comun de Botnia.Note en la figura 3.5 que, una vez transcurridos los primeros ciclos, la forma de onda rememora lo queen Electronica y Procesamiento de Senales se conoce como batido4, es decir, la modulacion en amplitud

3Todas las afirmaciones sobre perıodos de oscilacion y consiguientes frecuencias se hicieron midiendo cuidadosamentelos tiempos entre picos mediante una adecuada ampliacion de las figuras 3.4 y 3.5.

4El fenomeno tiene una explicacion simple, que intentaremos describir a continuacion. Si superponemos dos ondassinusoidales de frecuencias f1 y f2 proximas

y(t) = y1(t) + y2(t) = Asen(2πf1t) + Asen(2πf2t),

la onda resultante y(t) puede calcularse, mediante simple algebra trigonometrica, como

y(t) = 2Asen(2πf2 + f1

2t)cos(2π

f2 − f1

2t).

27

resultante de la superposicion de dos ondas de frecuencia cercana. La observacion de la onda arroja unperıodo de batido de aproximadamente 13.4 s, lo que corresponde a una frecuencia de batido de 0,075Hz. La frecuencia de la portadora es de 1,23 Hz. Un simple calculo permite obtener las frecuencias de lasondas superpuestas: 1.16 y 1.31 Hz. Estas estimaciones son muy cercanas a lo arrojado por el analisismodal en las tablas 3.3 y 3.4 para los modos Rıo Negro y Botnia, respectivamente.

Gen

erat

or

rela

tive

an

gle

(d

eg)

Ref

eren

ce G

ener

ato

r =

3000

[E

ZE

IZA

500

.] ’

1’

Time (sec)

98052 BOT_102G10.5 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 6 -- FALTA FB-SJ98541 TER_131G13.8 1 - caso2010hidraulico01tsa.bin - Base Scenario - 6 -- FALTA FB-SJ

0.04 5.98 11.92 17.86 23.80 29.74-54.14

-46.30

-38.47

-30.63

-22.80

-14.96

Figura 3.5: Falta en Lınea Fray Bentos-San Javier, Escenario # 1. Angulos relativos a EZEIZA

3.4.1. Simulaciones temporales sobre el modelo PSS/E

Se realizaron las simulaciones5 de las fallas mencionadas, sobre el modelo PSS/E de UTE y en estamisma herramienta. A tales efectos y para facilitar la comparacion con las simulaciones precedentes, sesuprimieron del modelo los reguladores de velocidad de Baygorria. La figura 3.6 contiene las respuestastemporales de angulo de las maquinas Terra, Baygorria y Botnia para la falta Fray Bentos- San Javier.

Las respuestas observadas exhiben frecuencias de oscilacion y coeficientes de amortiguamiento sim-ilares a las que resultan del analisis modal.

3.5. Conclusiones

Este capıtulo describe los trabajos de analisis de la estabilidad en pequena senal del sistema uruguayo.Las caracterısticas relevantes de los modelos utilizados fueron cuidadosamente descritas. Los modos mas

Ası, el batido se observa como una onda modulada en amplitud, con la senal modulante de frecuencia f2−f1

2y una onda

”portadora”de frecuencia f2+f1

2. La cercanıa de ambas frecuencias simplemente facilita la observacion del fenomeno, dado

que la senal modulante resulta relativamente lenta. La presencia de diferentes amplitudes y/o fases no afecta la esencia dela discusion previa.

5El trabajo presentado en este apartado fue realizado en UTE por el Ing. Alvaro Musetti cuyo aporte y el de la Gerenciade Planificacion de la Explotacion y Estudios, es sinceramente agradecido.

28

Figura 3.6: Falta en Lınea Fray Bentos-San Javier. Simulacion PSS/E. Angulos

importantes fueron descritos cualitativamente, incluyendo aspectos que hacen a la posibilidad de serobservados y/o amortiguados desde determinadas maquinas del sistema. La atencion se centro en dosmodos, uno asociado al sistema hidraulico del Rıo Negro y el otro a Botnia. Estos modos exhiben unarespuesta con amortiguacion francamente insuficiente. Fueron presentadas las maquinas mas adecuadasen cada caso para aportar la amortiguacion necesaria, a partir del analisis de los respectivos factoresde participacion. El analisis modal fue validado a partir de la respuesta transitoria del sistema electricofrente a determinadas faltas. La presencia de los modos de interes detras de las respectivas respuestastransitorias fue comentada en cada caso.

29

Bibliografıa

[1] Consultora CESI, Informe Central de Gas Natural del Litoral Oeste, 1997.

[2] Powertech Labs Inc., DSATools, Dynamic Security Assessment Software., www.powertechlabs.com.

[3] P. Kundur. Power System Stability and Control ,Mc- Graw Hill, New York, 1994.

[4] A. Giusto, P. Monzon Analisis Modal del sistema electrico uruguayo, IEEE Encuentro de Potencia,Instrumentacion y Medidas, Montevideo, Octubre 2008.

[5] IEEE Standard 421.5, IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power SystemStability Studies, 1992.

[6] Siemens-PTI. PSS/E, Power System Simulator for Engineering.

30

Capıtulo 4

Proyecto de senales estabilizadoras enla central Terra

Este capıtulo describe el proyecto de Power System Stabilizers (PSS) de la central Terra, con el ob-jetivo de amortiguar el modo Rıo Negro y modos locales asociados, analizados en el capıtulo precedente.Se describe someramente la estructura de este controlador y, con algo de detalle, su procedimiento desıntesis. Los parametros del controlador son obtenidos de acuerdo a criterios de diseno que se explicitany su influencia en la respuesta dinamica del sistema se estudia mediante el analisis modal y la respuestatransitoria frente a faltas ya consideradas.

4.1. Introduccion

El progresivo desarrollo de los sistemas electricos de potencia a lo largo del siglo XX trajo aparejadoun conjunto de problemas de ındole dinamica que fueron encontrando, a su tiempo, sus correspondientessoluciones tecnologicas. Los controles de velocidad, de frecuencia y los sistemas automaticos de controlde la excitacion de las maquinas sincronicas fueron aportando respuestas a los problemas resultantesdel aumento de la interconexion de los sistemas y la mejora en la calidad y confiabilidad del suministro.Los reguladores automaticos de tension (AVR) introducidos en la decada de 1920 o, en terminos masgenerales, el control del sistema de excitacion aseguraron una adecuada regulacion de tension frentea variaciones parametricas resultantes de diferentes escenarios de generacion y consumo al tiempo demejorar la respuesta transitoria frente a faltas. Sin embargo, estos mecanismos de control, ası comootros asociados a las cargas, fueron introduciendo elementos activos en un sistema cuya dinamica fueoriginalmente dominada por la respuesta pasiva de los circuitos y las maquinas electricas.

Los componentes activos incorporados a los actuales sistemas electricos ( control de excitacion,cargas con control de temperatura, controles de motores, etc.) constituyen fuentes de amortiguamientonegativo en el sistema lo que trae aparejado problemas de estabilidad en pequena senal y una reduccionde los margenes de operacion segura de la red.

Los bobinados amortiguadores de las maquinas sincronicas fueron en su momento, la respuestaelectromecanica a la escasez de amortiguamiento. Sin embargo, su aporte resulto a la postre insuficiente.

Las senales estabilizadoras de los sistemas de potencia o, mas brevemente, los PSS son acciones decontrol en el sistema de excitacion que son concebidas para aportar un componente de par electricoque, en la presencia de oscilaciones electromecanicas, actua en contrafase con la velocidad del rotor.Se genera ası una accion de control capaz de amortiguar los modos de oscilacion de una maquina y deextensas areas del sistema [3].

Los PSS se proyectan de acuerdo a un conjunto de modelos bien establecidos, condicionados porla eleccion de la variable a ser medida. La variable fısica mas natural es la velocidad del rotor, que

31

puede ser medida directamente mediante tacometros digitales acoplados al eje de la maquina. Losmodos torsionales presentes preponderantemente en las unidades termicas y la necesidad de filtrar losmovimientos de desplazamiento lateral de los ejes verticales motivaron el desarrollo de estructuras dePSS que se valen de la medicion de magnitudes electricas, medibles con mayor confiabilidad y masinmunes a los modos torsionales. Consultense las referencias [3] y [6] por una discusion mas profunda yla norma [4] por una descripcion de las diversas estructuras y modelos de sistemas de excitacion y PSS.

La estructura de PSS que consideramos aquı es la conocida como ”integral de potencia acelerante.o

∆P − ω, figura 4.1. Esta estructura, si bien es mas compleja que otras, presenta ventajas importantesen el filtrado de los modos torsionales y es la mas utilizada actualmente1.

Figura 4.1: Implementacion PSS/E del modelo Standard IEEE PSS2A [4].

Como puede observarse en la figura 4.1, el PSS se vale de la medicion de dos variables; en nuestrocaso son la velocidad del rotor (senal #1) y la potencia electrica generada (senal #2). El PSS procesaambas senales e inyecta una senal Vs que se suma a la referencia en el control de excitacion.

Los bloques WO-x en la figura, son filtros wash-out que tienen por objeto filtrar la componente decontinua de la senal, para que el PSS no afecte la regulacion en regimen del control de tension. Ası, elPSS no produce efecto alguno en regimen.

El PSS tipo ∆P − ω basicamente estima la integral de la potencia mecanica mediante la ecuacionde swing de la maquina:

1

2H

∫Pmdt := ∆ω +

1

2H

∫Pedt.

Abstraigase momentaneamente el lector de la presencia de los filtros wash-out y del bloque F-6 en lafigura 4.1. Es facil ver que basta elegir T7 relativamente grande para que la senal y a la salida del bloqueF-7 sea aproximadamente proporcional a la integral de la potencia electrica. Ası, la senal z a la entradaal bloque RTF sera proporcional a la integral de la potencia mecanica si se elige

KS2KS3

T7

=1

2H. (4.1)

Por razones que ya se mencionaron, el PSS debe no tener respuesta en continua. Por lo tanto, noes necesario que T7 tenga un valor grande. Por otro lado, la presencia del filtro F-6 se justifica por lanecesidad de filtrar la senal de velocidad.

1Particularmente, es la estructura de PSS adoptada en la central Salto Grande.

32

Ası, una adecuada seleccion de los parametros Twi, T6, T7,KS2 y KS3 permite obtener una senal z queaproxima razonablemente la integral de la potencia mecanica en una banda de frecuencias intermedias.

El filtro ramp tracking, bloque RTF en la figura 4.1, es un filtro pasabajos para los modos torsionales.La sustraccion de la senal y nos permite generar a la entrada del bloque KS1 una senal proporcional ala integral de la potencia acelerante. Si bien esta senal es teoricamente proporcional a la velocidad delrotor, esta menos contaminada por los modos torsionales.

Teniendo el cuidado de elegirT8 = MT9 (4.2)

es posible lograr que el PSS no responda en regimen frente a una rampa en el par acelerante, vea [3].El bloque KS1 es la ganancia del PSS y los bloques LL-x son compensadores lead-lag incluidos para

aportar fase para que la accion del PSS en el par electrico este en contrafase con la velocidad del rotor.

4.2. Procedimiento de sıntesis

En esta seccion se detalla el procedimiento de sıntesis del PSS para la central Terra. El procedimientose basa en el modelo dinamico disponible para la red y para las unidades de la Central Terra. Sin embargo,el correcto funcionamiento de un PSS depende de algunos fenomenos dinamicos cuyo modelado es difıcil(ruido, dinamicas torsionales, respuesta del sistema de excitacion), ademas de aspectos centrales deimplementacion que dependen fuertemente del equipamiento existente. De lo anterior resulta que unadecuado diseno de un compensador PSS necesita de un exhaustivo trabajo de campo.

Un diseno que prescinda de mediciones y ensayos in situ necesariamente debe basar algunas deci-siones en valores tıpicos de parametros, practicas recomendadas e hipotesis razonables. Esta ha sido,precisamente, la metodologıa empleada en el proyecto de PSS descripto en esta seccion.

El objetivo es aportar un estudio del aporte que la inclusion de senales estabilizadoras en la CentralTerra puede hacer para mejorar la respuesta dinamica del sistema electrico uruguayo. Particular atenciones puesta en los modos de oscilacion asociados a las unidades hidraulicas del Rıo Negro en el escenario2010. Los pasos del proceso son descritos en detalle, con la intencion de trasparentar los compromisosque condicionan el diseno.

El controlador es el mismo para las 4 unidades. Por razones de simplicidad se eligio KS3 = N = 1 yse prescindio de los wash-out WO-2 y WO-4. Las constantes de tiempo de los filtros WO-1, WO-3, F-6y F-7 se eligieron

Tw1 = Tw3 = T6 = T7 = 2 seg.

Un filtro RTF con M=5 es suficiente para filtrar los modos torsionales, ya que aporta una atenuacionde 80 dB/dec por encima de su frecuencia de corte f9 = 1

2πT9. La eleccion de T9 debe hacerse a partir

de un modelo de la dinamica torsional o, al menos, de una estimacion de sus frecuencias caracterısticas.Al no contar con datos especıficos de las maquinas de Terra, un valor tıpico T9 = 0,1seg es adoptado.

Las constantes KS2 y T8 se eligieron de acuerdo con las ecuaciones (4.1) y (4.2).El diseno continua con la sintonıa de los bloques lead-lag. El objeto de estos es compensar el atraso de

fase existente entre la senal Vs y el par electrico en el eje de la maquina. Este atraso de fase es consecuenciadirecta de las constantes de tiempo que medran entre la tension de campo y el establecimiento del flujoen el entrehierro, ası como del atraso de fase introducido por el regulador de tension. Cada bloquelead-lag aporta un adelanto o atraso de fase que se topea en 60 grados, aunque su lımite teorico es 90.La figura 4.2 muestra el adelanto de fase necesario para la compensacion y el aportado por la sintonıaescogida de los parametros correspondientes.

Se aprecia una aceptable compensacion (mejor que 10 grados ) en la faja de frecuencias 0.5 - 2 Hz,en torno de la frecuencia 1.1 Hz, correspondiente al modo Rıo Negro. Los parametros de los bloqueslead-lag fueron calculados con la ayuda de Matlab y del paquete DSATools [2].

33

0 0.5 1 1.5 2 2.5 310

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Frequency (Hz)

Pha

se (

deg)

TERRA1, BUS No.=98541

Tuned PSS PhaseObjective PSS PhaseSpecified frequency

Figura 4.2: Compensacion de fase del PSS en Terra.

Una vez compensada la fase, se determina la ganancia KS1 atendiendo varios criterios. Por un lado,las mayores ganancias se corresponden con mayores amortiguamientos de los modos capaces de serafectados desde las maquinas en estudio. Observese en la figura 4.3 el comportamiento del modo RıoNegro (RN) y los modos locales de la central Terra (t) frente a una variacion del parametro KS1 entre0 y 30.

Figura 4.3: Lugar geometrico del modo Rıo Negro y de los modos locales de Terra en funcion de KS1.

La seleccion del parametro KS1 debe respetar un lımite inferior determinado por la amortiguacionmınima que se pretenda. Es una practica muy extendida tomar como criterio de diseno un mınimo deζ = 15% para los modos afectados directamente por el PSS2. Por otro lado, se debe respetar una cotasuperior que preserve la estabilidad de los modos de control asociados al sistema de excitacion de lamaquina, ya que al aumentar la ganancia alguno de estos modos puede migrar al semiplano derecho. Lafigura 4.4 presenta el lugar geometrico de los modos de control y de los modos mocales de la unidad 1 deTerra para valores de la ganancia KS1 en un rango de 0 a 300. Notese que la estabilidad es preservadaen todo el rango.

Otro aspecto a considerar para decidir el valor de la ganancia KS1 es el efecto del PSS sobre el

2Vale la pena mencionar que el amortiguamiento observado de los modos de Salto Grande esta en lınea con este criterio.

34

−4 −3 −2 −1 04

4.5

5

5.5

6

6.5

7

7.5

8

8.5Modos Locales

Real

rad/s

−20 −15 −10 −5 00

10

20

30

40

50

60

70

80Modos de Control

Real

rad/s

Figura 4.4: Lugar geometrico de los modos locales y de control para valores de KS1 entre 0 y 300.

sistema de excitacion, frente a una perturbacion en gran senal. La eleccion de la ganancia es el resultado,entonces, de un proceso iterativo de analisis y diseno. La consideracion de los diversos efectos del PSSsobre la respuesta transitoria es incluida en la seccion 4.3 para el valor KS1 = 12.

Algunas recomendaciones tecnicas de entidades reguladoras [7], [8] recomiendan determinar, medi-ante ensayos in situ, la maxima ganancia KS1 que ocasiona oscilaciones, para luego tomar un valorque asegure un margen de ganancia entre 2 y 3. Por otra parte, en la literatura tecnica se reportanexperiencias y recomendaciones variadas [6], [3], [9] sobre la seleccion de la ganancia.

La eleccion de KS1 = 12 responde a un criterio conservador. Asegura un amortiguamiento de ζ =17% para las peores contingencias del escenario hidraulico 2010 y un margen de ganancia mayor a 25.En otras palabras, el parametro KS1 puede incrementarse 25 veces sin perder la estabilidad en pequenasenal. Ası, existe un margen muy amplio para obtener amortiguamientos mayores que los que aseguranuestro diseno base.

Los parametros finales del diseno se presentan en la figura 4.5. Son exactamente los mismos paratodas las maquinas de la central Terra.

Figura 4.5: PSS proyectado para TERRA.

35

4.3. Evaluacion de desempeno

Vamos a evaluar el desempeno del sistema resultante de agregar el PSS en la central Terra. Laevaluacion tiene dos fases bien diferenciadas. En primera instancia observaremos la amortiguacion delmodo Rıo Negro con las herramientas de analisis empleadas en el apartado 3.3. En una segunda instanciaestudiaremos el efecto del PSS en presencia de diversas perturbaciones.

4.3.1. Analisis modal

La figura 4.6 ilustra el lugar de los autovalores de los modos electromecanicos con y sin PSS enTerra. La situacion previa se representa mediante el sımbolo y es exactamente la representada en lafigura 3.1. La adicion del PSS en la central Terra (puntos • en la figura 4.6) produce un incrementoimportante del factor de amortiguacion, no solo del modo Rıo Negro, sino tambien de los modos localesde Terra y Baygorria. La conclusion primaria es, entonces, que el PSS permite amortiguar eficazmentelos modos mencionados.

Figura 4.6: Efecto de la inclusion de PSS en Terra sobre los modos electromecanicos del escenariohidraulico 2010. Sin PSS: ; con PSS: •.

La tabla 4.1 lista los autovalores del modo Rıo Negro para las cuatro contingencias mas adversas delEscenario hidraulico 2010. Puede observarse un amortiguamiento mejor que 17 % en todos los casos.

Cuadro 4.1: Modo Rıo Negro, con PSS en TerraParte Parte Frecuencia Damping Escenario ContingenciaReal Imag. (Hz) (%)

-1,19 6,88 1,09 17,01 Hidraulico 2010 base con PSS Sale Young-Terra-1,27 7,22 1,15 17,32 Hidraulico 2010 base con PSS Sale FB-SJ-1,32 7,21 1,15 18,07 Hidraulico 2010 base con PSS No fault-1,33 7,22 1,15 18,10 Hidraulico 2010 base con PSS Sale Trinidad

36

4.3.2. Respuesta transitoria

Examinemos ahora la respuesta transitoria del sistema con PSS en Terra frente a las faltas en laslıneas Fray Bentos-San Javier (FB-SJ) y Young-Terra (Y-T) ya descritas en la seccion 3.4. La figura4.7 muestra la respuesta temporal de la tension terminal de Terra en presencia de la falta FB-SJ. Parafacilitar la comparacion con la situacion previa, se incluye tambien la respuesta sin PSS.

Gen

erat

or

term

inal

vo

ltag

e (p

u)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

9.70 11.76 13.82 15.88 17.94 20.000.8500

0.8790

0.9080

0.9370

0.9660

0.9950

Figura 4.7: Falta en lınea FB-SJ. Tensiones terminales de generador con y sin PSS.

La figura 4.8 permite comparar las respuestas angulares del rotor de Terra entre el caso original y elresultante de la adicion del PSS. La respuesta transitoria con PSS es significativamente mas amortiguada.La amplitud de los primeros swings son apreciablemente menores, lo cual redunda en una mejora de laestabilidad transitoria. En efecto, pese a que no es el cometido del PSS, se observa que su introducionconlleva un aumento del tiempo crıtico de despeje de 9% (pasa de 306 a 336 ms) para la falta FB-SJ.

Gen

erat

or

rela

tive

an

gle

(d

eg)

Ref

eren

ce G

ener

ato

r =

3000

[E

ZE

IZA

500

.] ’

1’

Time (sec)

98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

10.00 14.00 18.00 22.00 26.00 30.00-32.000

-30.300

-28.600

-26.900

-25.200

-23.500

Figura 4.8: Falta en lınea FB-SJ. Angulos de rotor con y sin PSS.

La respuesta frente a la falta en la lınea Young-Terra tambien mejora notablemente, ver figura 4.9.La figura 4.10 muestra la respuesta de los rotores de Botnia y Baygorria frente a una falta en la

lınea FB-SJ. Se observa una notoria mejora en la respuesta, aunque predominan modos propios de estascentrales, no facilmente amortiguables desde Terra.

37

Gen

erat

or

rela

tive

an

gle

(d

eg)

Ref

eren

ce G

ener

ato

r =

3000

[E

ZE

IZA

500

.] ’

1’

Time (sec)

98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- SALE YOUNG-TERRA

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- SALE YOUNG-TERRA

10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00-27.000

-25.900

-24.800

-23.700

-22.600

-21.500

Figura 4.9: Falta en ınea Y-T. Angulos de rotor de Terra con y sin PSS.

Gen

erat

or

rela

tive

an

gle

(d

eg)

Ref

eren

ce G

ener

ato

r =

3000

[E

ZE

IZA

500

.] ’

1’

Time (sec)

98051 BOT_101G10.5 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98551 BAY__71G7.00 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98051 BOT_101G10.5 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

98551 BAY__71G7.00 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

10.00 14.00 18.00 22.00 26.00 30.00-58.00

-50.40

-42.80

-35.20

-27.60

-20.00

Figura 4.10: Falta en Lınea FB-SJ. Angulos de rotor de Botnia y Baygorria con y sin PSS en Terra.

Analicemos ahora un par de aspectos en los que el desempeno del sistema puede ser afectado ad-versamente por la inclusion de un PSS. Al agregar una senal adicional al sistema de excitacion, cabepreguntarse si esto no resultara en valores excesivos para las magnitudes electricas del campo frente adeterminados transitorios. Vale mencionar que, si bien la limitacion de la senal Vs entre -0.1 y 0.1 p.u.configura una garantıa preliminar, no alcanza por sı sola para evitar los efectos de una potencial malasintonıa.

Observemos, en la figura 4.11, la tension de campo de la maquina 1 de Terra en respuesta a la faltaen la lınea FB-SJ. Como puede observarse, la amplitud del transitorio con PSS es similar a la original.La presencia del PSS conlleva, asimismo, una extincion mas rapida de la perturbacion. La figura 4.12exhibe la respuesta de la corriente de campo frente a la misma falta. La mejora introducida por el PSSes notable.

Otro aspecto importante a observar es la influencia que cambios bruscos en el par motor primariopuedan tener sobre el sistema de excitacion. Como fue mencionado, el PSS tipo ∆P − ω computauna aproximacion filtrada al par acelerante. Siendo esto ası, un cambio brusco en el par primario,

38

Gen

erat

or

fiel

d v

olt

age

(pu

)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

9.70 11.76 13.82 15.88 17.94 20.00-0.300

0.760

1.820

2.880

3.940

5.000

Figura 4.11: Falta en Lınea FB-SJ. Tension de campo, con y sin PSS.

Gen

erat

or

fiel

d c

urr

ent

(pu

)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- FALTA FB-SJ

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- FALTA FB-SJ

9.90 12.92 15.94 18.96 21.98 25.001.2000

1.2600

1.3200

1.3800

1.4400

1.5000

Figura 4.12: Falta en Lınea FB-SJ. Corriente de campo, con y sin PSS.

tendrıa un efecto directo sobre el PSS. El filtro ramp tracking fue proyectado para rechazar en regimenuna perturbacion tipo escalon o rampa. Su respuesta transitoria depende de las constantes de tiempoescogidas y, de una forma directa, de la ganancia KS1. La figuras 4.13 y 4.14 muestran la respuestacon y sin PSS, de una maquina de Terra frente a un escalon de 10 % en el par primario. Las variablesrepresentadas son, respectivamente, la tension y la corriente de campo.

En la tension de campo, figura 4.13, se observa un transitorio con un pico maximo de aproximada-mente 25 % que se extingue rapidamente. La corriente de campo, figura 4.14, exhibe una respuesta masbenigna que la original.

En la figura 4.15 podemos apreciar la senal Vs de salida del PSS frente a un escalon del par mecanicoy frente a las faltas en las lıneas FB-SJ y Y-T. Es interesante destacar que el notable cambio observadoen la respuesta transitoria, figuras 4.7 a 4.12, se logra con relativamente pequenas amplitudes (menoresque 0.03 pu) de la senal Vs.

39

Gen

erat

or

fiel

d v

olt

age

(pu

)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- STEP TORQUE

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- STEP TORQUE

9.80 11.84 13.88 15.92 17.96 20.000.6253

0.8203

1.0152

1.2101

1.4051

1.6000

Figura 4.13: Escalon de par mecanico de 10 %. Tension de campo con y sin PSS.

Gen

erat

or

fiel

d c

urr

ent

(pu

)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 - CON PSS -- STEP TORQUE

98541 TER_131G13.8 1 - SIN PSS -- STEP TORQUE

9.90 11.92 13.94 15.96 17.98 20.001.1575

1.1809

1.2044

1.2278

1.2513

1.2747

Figura 4.14: Escalon de par mecanico de 10 %. Corrientes de campo con y sin PSS.

4.4. Conclusiones

Este capıtulo presento un estudio del efecto de la inclusion de senales estabilizadoras en la centralTerra sobre el comportamiento dinamico de la red uruguaya. El proceso de sıntesis se basa en los modelosdinamicos disponibles y en valores tıpicos e hipotesis razonables para diversos parametros. Se incluyeuna breve descripcion del PSS tipo ∆P −ω. El desempeno resultante es analizado en primera instanciamediante el analisis modal. En segunda instancia, son estudiados los efectos del PSS sobre la estabilidadtransitoria.

Los resultados arrojan una mejora sustancial del amortiguamiento de los modos de oscilacion aso-ciados al subsistema Rıo Negro con su consiguiente reflejo en la estabilidad en pequena senal y en laestabilidad transitoria frente a perturbaciones significativas.

40

Sta

bili

zer

ou

tpu

t (p

u)

Time (sec)98541 TER_131G13.8 1 -- STEP TORQUE

98541 TER_131G13.8 1 -- SALE YOUNG-TERRA

98541 TER_131G13.8 1 -- FALTA FB-SJ

9.90 11.92 13.94 15.96 17.98 20.00-0.01800

-0.00880

0.00040

0.00960

0.01880

0.02800

Figura 4.15: Salida del PSS frente a faltas FB-SJ, Y-T y Escalon de par mecanico.

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Bibliografıa

[1] Consultora CESI, Informe Central de Gas Natural del Litoral Oeste, 1997.

[2] Powertech Labs Inc., DSATools, Dynamic Security Assessment Software., www.powertechlabs.com.

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[5] Siemens-PTI. PSS/E, Power System Simulator for Engineering.

[6] Study Commitee 38 Cigre, Analysis and Control of Power System Oscillations, Dec. 1996.

[7] WECC Study Commitee, WECC Power System Stabilizer Design and Performance Criteria, WECC,April 2004.

[8] WECC Study Commitee, WECC Power System Stabilizer Tuning Guidelines, WECC, 2004.

[9] IEEE Power Engineering Society, Power System Stabilization via Excitation Control. IEEE TutorialCourse, IEEE, June 2007.

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Capıtulo 5

Sistemas de Proteccion y Control

Este informe describe los estudios realizados en el sistema electrico uruguayo, para calcular el impactode la incorporacion de un gran autoproductor industrial. El objetivo es evaluar el comportamiento delos sistemas de proteccion, en especial de las funciones de oscilacion de potencia, en el nuevo escenariode operacion. Una version breve de este trabajo fue presentado y publicado en el IEEE Encuentro dePotencia, Instrumentacion y Medidas 2008, [9]. Resultados parciales del mismo fueron presentados ypublicados en el IEEE Latin American Conference on Transmission and Distribution, Bogota [10].

5.1. Introduccion

El sistema electrico de potencia, en regimen estacionario, opera muy cerca de su frecuencia nominaly las magnitudes de las tensiones en las diferentes barras no varıan mas de un 5%. Por lo tanto, existeun balance entre la potencia activa y reactiva generada y la consumida [7]. Cualquier cambio en lapotencia generada, potencia demanda o en el sistema de potencia causa cambios en la transferencia depotencia del sistema, que oscila hasta alcanzar otro punto de equilibrio entre la generacion y la carga.Estos cambios ocurren permanentemente y son compensados por los sistemas de control. La respuestadel sistema de potencia a una perturbacion depende de la configuracion del mismo y de la severidad dela misma. Perturbaciones que causan oscilaciones de potencia son:

- las faltas en el sistema de potencia,

- las conexiones de lıneas de trasmision,

- las desconexiones de generadores o

- la perdida o aplicacion de grandes bloques de carga

Dependiendo de la perturbacion y de la actuacion de los sistemas de proteccion y otros equipos de control,el sistema electrico puede permanecer estable y continuar operando en un nuevo punto de equilibrio. Estetipo de oscilacion la denominamos oscilacion de potencia estable. En caso que el sistema electrico comoconsecuencia de la perturbacion se vuelva inestable, se produce una gran separacion entre los angulos delos rotores de algunos generadores, oscilaciones de potencia que llevan a la perdida de sincronismo entrelos generadores o sistemas interconectados. Este tipo de oscilacion se denomina oscilacion de potenciainestable. El sistema electrico uruguayo esta conformado mayormente por generacion hidraulica, ubicadatanto en el centro como en el norte del territorio. La generacion termica ası como los grandes centros deconsumo estan ubicados en el sur. Ademas se encuentra interconectado con Argentina mediante un doblevınculo en 500kV y con Brasil mediante una conversora de frecuencia back-to-back de 70MVA. El sistemaelectrico uruguayo esta afrontando los desafıos de la incorporacion de nuevos emprendimientos, los cuales

43

pueden operar ya sea como consumidores y como generadores. Actualmente, el mayor emprendimientoque se ha conectado a la red tiene instalada centrales termicas por 140MVA, de las cuales puede consumirentre 90 y 120 MW, inyectando el excedente al sistema electrico.

5.2. Estabilidad y Reles de Distancia

Se puede encontrar mucho material escrito sobre la estabilidad de los sistemas de potencia y suvinculacion con las protecciones de distancia. A continuacion se presenta un resumen basado en lasdescripciones de [3], [4], [5], [2]. Las oscilaciones de potencia son eventos balanceados que pueden ocurrircomo consecuencia de perturbaciones en el sistema de potencia, como faltas, desconexiones de carga ode generacion, y hacen variar los angulos relativos entre los rotores de los generadores. Durante una os-cilacion de potencia tanto la tension como la corriente en el sistema electrico no son constantes y puedenoscilar tanto en amplitud como en angulo. Un rele de distancia, que basa sus calculos de impedancia enestas tensiones y corrientes, puede operar durante una oscilacion de potencia si la impedancia entra ensu caracterıstica de operacion.

5.2.1. Reles de distancia

Para poder entender el fenomeno de la oscilacion de potencia no es necesario simular el sistemaelectrico por completo, alcanza con un equivalente de 2 maquinas y una lınea que las vincula, Figura5.1.

Figura 5.1: Sistema equivalente de dos maquinas

La impedancia medida por un rele de distancia durante una oscilacion de potencia depende del angulode separacion entre las dos fuentes equivalentes del sistema. Durante una oscilacion de potencia la zona1 de los reles de distancia ası como las funciones instantaneas que requieren el canal de comunicacion,son los elementos propensos a operar. La Figura 5.2 muestra la zona 1 de un rele de distancia y una delas posibles trayectorias de la impedancia vista durante una oscilacion de potencia inestable.

Figura 5.2: Caracterıstica de Zona 1

44

5.2.2. Impedancia medida durante una oscilacion de potencia

Durante una oscilacion de potencia el rele de distancia detecta la oscilacion como un defecto entrefase si la impedancia medida entre su caracterıstica de operacion. Consideremos el sistema de dosgeneradores interconectado por una lınea (un sistema complejo puede reducirse a esto), como muestrala Figura 5.1, con las siguientes hipotesis:

- Las amplitudes de ES y ER son constantes durante el transitorio (se pueden proporcionar laspotencias reactivas necesarias para mantener las tensiones).

- Los angulos (fases) de ES y ER coinciden con el angulo relativo del eje q del rotor correspondiente,respecto a la referencia que gira a ω0 = cte. Su diferencia es δ.

- Se realiza un estudio cuasiestatico para δ variable (parametro).

Se calcula la impedancia medida por un rele de distancia ubicado en el extremo A de la lınea A-B.

Z =VA

IL

=ES(ZS + ZL + ZR)

ES − ER

− ZR (5.1)

Sea k = |ES ||ER| .

El lugar geometrico de la trayectoria de la impedancia es un cırculo, ver Figura 5.3, que corta elsegmento de recta S-R en el Centro Electrico.

Figura 5.3: Trayectoria de la impedancia medida durante una oscilacion de potencia

Z =VA

IL

= (ZS + ZL + ZR)k[(k − cosδ) − jsinδ

(k − cosδ)2 + sin2δ− ZS (5.2)

Para cualquier valor de k, se cumple: ∠SPR = δ, siendo P cualquier punto del lugar geometrico dela impedancia vista Z = VA

IL.

Para el caso particular en que las tensiones son iguales en amplitud. k = |ES ||ES |

= 1.Por lo tanto la impedancia medida por el rele de distancia ubicado en la barra A, se reduce a:

Z =VC

IL

=(ZA + ZB + ZC)

2(1 − j cot

δ

2) − ZA (5.3)

45

Figura 5.4: Trayectoria de la impedancia durante una oscilacion de potencia

La trayectoria de la impedancia medida por el rele es una recta perpendicualar al segmento de rectaS-R en el Centro Electrico, ver Figura 5.4.

Interpretacion de las graficas:

Figura 5.5: Lugares geometricos para k = cte y δ=parametro (izquierda) y para δ = cte y k=parametro(derecha)

5.2.3. Metodos para la deteccion de oscilacion de potencia

Los metodos tradicionales para detectar oscilacion de potencia en las lıneas de trasmision estanbasados en la medida de la impedancia, como se muestra en la Figura 5.7. Todos estos metodos calculanla impedancia aparente y el tiempo que emplea la misma para atravesar dos elementos de medida.

Los reles de distancia que pueden operar durante una oscilacion de potencia deben ser bloqueadostemporalmente. En los reles de distancia modernos se tienen disponibles las funciones:

46

Figura 5.6: Lugar geometrico de la impedancia medida.

Figura 5.7: Caracterısticas para deteccion de oscilacion de potencia

- PSB: Bloqueo por oscilacion de potencia (power swing blocking).

- OST: Disparo por oscilacion de potencia (out-of-step tripping).

PSB: BLOQUEO POR OSCILACION DE POTENCIA:

Esta funcion diferencia entre una falta y una oscilacion de potencia y bloquea el rele de distanciadurante una oscilacion de potencia y previniendo el disparo. Ademas, debe permitir detectar y despejarlas faltas que ocurren durante una oscilacion de potencia. El disparo indebido de interruptores duranteuna oscilacion de potencia puede causar dano al equipamiento y contribuir al apagon en varias areas delsistema. Por lo tanto, es necesario, el disparo controlado de ciertos elementos en determinados puntosdel sistema para evitar dano al equipamiento y minimizar los efectos de la perturbacion.

OST: DISPARO POR OSCILACION DE POTENCIA:

Esta funcion diferencia entre una oscilacion estable de una inestable y permite disparar algunoselementos del sistema para evitar el dano de los equipos y que la perturbacion se extienda por elsistema. Cuando dos areas de un sistema de potencia o dos sistemas de potencia interconectados pierdensincronismo, tanto las areas como los sistemas deben separarse en forma rapida y automatica para evitardanos en los equipamientos o apagones. Idealmente, los sistemas deben separarse en determinados lugares

47

para mantener el balance entre generacion y carga en cada area. Cuando el sistema se separa en areasno siempre se alcanza el balance generacion-carga, en cada una de ellas. En estos casos, se implementaun sistema de rechazo de carga o disparo de generacion, para evitar el apagon en esas areas.

La trayectoria de la impedancia durante una oscilacion de potencia, emplea un cierto tiempo encruzar los dos elementos de medida. En cambio, la impedancia al ocurrir una falta atraviesa los doselementos de medida en forma instantanea. Un temporizador arranca en el momento que la impedanciaaparente ingresa a la caracterıstica externa. Si la impedancia aparente permanece entre la caracterısticainterna y externa un tiempo igual o superior al tiempo ajustado, la funcion de bloqueo por oscilacionde potencia opera, bloqueando las funciones de distancia. El bloqueo de las funciones de distancia serealiza solo por un perıodo de tiempo. Pero si la impedancia cruza los dos elementos de medida en untiempo menor al ajustado, se considera que es una falta y se permite el disparo. Las funciones de bloqueoy disparo por oscilacion de potencia pueden utilizar las mismas caracterısticas de medida. En caso deoscilacion de potencia inestable se puede decidir si el disparo es en momento que ingresa en el elementointerno o en el momento que sale de el. Con el avance de la tecnologıa digital, se han desarrollado eimplementado nuevos metodos para la deteccion de oscilacion de potencia. Algunos de estos metodosnuevos se basan en la medida de la velocidad de cambio de la resistencia, a partir de la cual se determinasi hay una oscilacion en el sistema. Otros metodos estiman el centro electrico del sistema y su velocidadde cambio, de estas estimaciones se determina si hay una oscilacion de potencia para tomar las medidascorrectivas necesarias. La medida basada en fasores sincronizados tambien es usada para determinar sihay una oscilacion de potencia, ası como otros principios de funcionamiento.

5.3. Modelado del sistema de potencia

En esta seccion se describen las simulaciones y ensayos realizados para estudiar el comportamientode ciertas protecciones del sistema electrico uruguayo bajo condiciones de oscilacion de potencia. Elobjetivo fue obtener mediante simulaciones, condiciones de oscilacion de potencia asociadas a los nuevosgeneradores que se incorporaron al sistema electrico uruguayo. Usando los programas DSAT [6] y ATP[1] se llevaron a cabo simulaciones en el dominio del tiempo y posteriormente se realizaron ensayos delaboratorio sobre reles de proteccion usando equipamiento de inyeccion secundaria. Ambos, investiga-ciones numericas y experimentales se desarrollaron para estudiar el comportamiento de las proteccionesde lıneas cercanas al nuevo consumidor. Se opto en esta investigacion por simular los transitorios elec-tromagneticos del sistema de potencia con mucho detalle usando ATP, pero con estudios previos deestabilidad transitoria realizados en DSAT. De las variadas tecnicas y tecnologıas existentes para en-sayar reles de proteccion, se utilizo la de probar los reles con los archivos de salida del programa ATP(formato .pl4) mediante equipos de ensayo de inyeccion secundaria.

5.3.1. El sistema bajo estudio

La configuracion de la red tiene en servicio unidades generadoras tanto termicas como hidroelectricas.Como se menciono las unidades hidroelectricas se ubican en el norte y centro del paıs, mientras quelas unidades termoelectricas y el centro de consumo estan en el sur. La nueva industria generador-consumidor esta ubicada cercana a la subestacion Fray Bentos (FBE) de 150 kV al oeste del paıs.En la Figura 5.8 se presenta el diagrama unifilar de la porcion estudiada del sistema de potenciauruguayo. Los reles de proteccion instalados en las lıneas de trasmision estudiadas tienen caracterısticacuadrilateral de deteccion de oscilacion de potencia. Dichos reles son SIEMENS 7SA611 y 7SD522 y usanmetodos modernos de deteccion de oscilaciones de potencia, evaluando la velocidad de la trayectoria de laimpedancia vista, la monotonıa de la trayectoria, la coincidencia de la trayectoria entre bucles de mediday la trayectoria en zonas de inestabilidad estacionaria, con una caracterıstica externa cuadrilateral dedeteccion de oscilacion de potencia que abarca a la caracterıstica interna cuadrilateral de deteccion de

48

faltas y a todas las zonas de distancia (zona 1 a zona 5) [11]. Estos algoritmos del rele combinadosproducen la senal interna ”Power Swing” para bloquear el disparo de las funciones de distancia.

Figura 5.8: Sistema de potencia estudiado

5.3.2. Simulacion con DSAT de oscilaciones de potencia en el sistema electricouruguayo

Se debieron definir los escenarios estudiados y sus parametros operacionales, como parte de la in-formacion previa para comenzar los estudios. Esto fue hecho por el Grupo de Estabilidad y Control deSistemas Electricos de Potencia - IIE - FING - UdelaR, migrando a DSAT los modelos originales PSS/Edel sistema uruguayo que incluyen el modelado en detalle de los controles de excitacion y velocidad.Con la ayuda de la base de datos de escenarios de DSAT, fue posible desarrollar la primera parte de losestudios en el programa TSAT (modulo del DSAT) para definir las contingencias a simular y analizar. Sesimularon faltas en lıneas de 150 kV cercanas a Fray Bentos, para lograr oscilaciones de potencia de losgeneradores de la nueva industria contra el resto del sistema. Y para cada falta de interes se obtuvieronlos tiempos crıticos de despeje (critical clearing times o CCT). Las faltas trifasicas son los peores casosy determinan los menores tiempos crıticos de despeje, por lo que las faltas trifasicas fueron las primerasen ser estudiadas. Se simularon y analizaron entonces oscilaciones de potencia cerca de los CCT conla ayuda de graficas R-X de las impedancias vistas por las protecciones de lınea. Ademas se simularonaperturas intempestivas de lıneas, que no produjeron oscilaciones relevantes. Tambien se estudiaronperdidas de generacion y rechazos de carga intempestivos, y se decidio estudiar en profundidad algunoscasos. Luego de estos estudios, un conjunto de pares: contingencia - protecciones de lınea de interes, fueseleccionado para profundizar los estudios con ATP.

5.3.3. Simulacion con ATP de oscilaciones de potencia en el sistema electrico uruguayo

El sistema electrico fue modelado en forma trifasica con el proposito de simular las corrientes ytensiones en las ubicaciones de los reles. Dichas senales se obtuvieron mediante la simulacion en ATPdel sistema de potencia. El modelo del sistema de potencia se baso fuertemente en un modelo previodel sistema uruguayo - argentino [8]. Se crearon e incluyeron los modelos ATP de la industria concapacidad de generacion - carga recientemente incorporada al sistema electrico uruguayo (razon de esteestudio). Luego de ello fue posible simular los estudios de interes para posteriormente ensayar los relesde proteccion. Las contingencias seleccionadas previamente en los estudios con TSAT y simulados enAPT fueron:

a. cortocircuito trifasico, que dura aproximadamente el tiempo crıtico de despeje de la falta, sinrecierre automatico, en la lınea FBE-SJA de 150 kV cerca de FBE,

49

b. cortocircuito trifasico, que dura aproximadamente el tiempo crıtico de despeje de la falta, sinrecierre automatico, en la lınea MER-YOU de 150 kV cerca de MER,

c. rechazo intempestivo de toda la carga de BOT,

d. perdida intempestiva de uno de los dos generadores de BOT.

En estas simulaciones se generaron y archivaron en formatos .pl4 las senales de voltajes y corrientespara los reles de las lıneas seleccionadas.

5.4. Resultados de las simulaciones y ensayos

Las senales generadas con ATP se inyectaron a protecciones de distancia, iguales a las instaladas enlos puntos seleccionados del sistema de potencia. Se uso una valija de inyeccion secundaria OMICRONCMC256-6 para ejecutar los ensayos dinamicos sobre las protecciones SIEMENS 7SD522 (87L/21) y7SA611 (21). Se muestran a continuacion los resultados de las cuatro contingencias seleccionadas. En lascontingencias correspondientes a cortocircuitos, los voltajes y corrientes simulados consisten en 500 msde pre-falta, luego falta durante aproximadamente el tiempo crıtico de despeje de falta (critical clearingtime) y luego post-falta hasta un tiempo total de 5 s de simulacion. En las contingencias de perdida decarga y perdida de generacion los voltajes y corrientes simulados consisten en 1 s de pre-contingencia y 5s de post-contingencia. Las graficas R-X se generaron con el programa SIGRA (SIEMENS) de manejo deoscilografıa. En cada grafica se muestran las zonas de distancia y el andamiento de la impedancia vistacorrespondientes a un rele, pero no se muestra la caracterıstica cuadrilateral de deteccion de oscilacionde potencia de cada rele, la que es al menos 1Ω mayor que todas las zonas de distancia.

5.4.1. Caso: cortocircuito trifasico en la lınea FBE-SJA 150 kV cerca de FBE y du-rante aproximadamente el CCT, despejado por los reles en ambos extremosde lınea sin recierre automatico

Figura 5.9: Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectadas a la proteccion MER → FBE

En el comienzo de la oscilacion de potencia de post-falta la frecuencia de dicha oscilacion es de aprox-imadamente 3.2 Hz. En las Figuras 5.10 a 5.13, se muestran los lugares geometricos de las impedanciasvistas por los reles en esta contingencia. Los reles vieron la impedancia ingresar a sus zonas de protecciondurante la falta y luego abandonandolas cuando la falta es despejada. En ambos eventos (ocurrenciade la falta y su despeje) aparece el efecto de la ventana movil de los reles para calcular los fasores,como andamientos de transicion no muy rapidos de los lugares geometricos en el plano R-X, ya que elprograma SIGRA tambien utiliza ventana movil de 1 ciclo para calcular los fasores. En la post-falta

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los reles detectan oscilacion de potencia y activan su senal interna PowerSwing entre 10 y 60 ms parabloquear el disparo si la proteccion arrancara. Pero en general las oscilaciones de potencia posterioresson estables y no ingresan a las zonas de proteccion, como se muestra en las Figuras 5.10 a 5.13, por loque los reles no arrancan en la post-falta, excepto el rele BOT → FBE (Figura 5.13). En Figura 5.10el rele FBE → MER arranca en las zonas temporizadas hacia atras y no direccional cuando ocurre elcortocircuito.

Figura 5.10: Impedancia vista por la proteccion FBE → MER 7SA611

En la Figura 5.11 el rele MER → FBE arranca en las zonas temporizadas hacia adelante cuandoocurre el cortocircuito.

Figura 5.11: Impedancia vista por la proteccion MER → FBE

En la Figura 5.12 el rele FBE → BOT arranca en la zona temporizada hacia atras cuando ocurre elcortocircuito.

Figura 5.12: Impedancia vista por la proteccion FBE → BOT 7SD522

En la Figura 5.13 el rele BOT → FBE arranca en la zona temporizada hacia adelante cuando ocurre

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el cortocircuito.

Figura 5.13: Impedancia vista por la proteccion BOT → FBE 7SD522

Conclusion: en esta contingencia las funciones de distancia de los reles arrancan pero nunca disparanante la oscilacion de potencia y la funcion de bloqueo por oscilacion de potencia de los reles operaadecuadamente.

5.4.2. Caso: cortocircuito trifasico en la lınea MER-YOU 150 kV cerca de MERy durante aproximadamente el CCT, despejado por los reles en ambos ex-tremos de lınea sin recierre automatico.

Figura 5.14: Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion FBE → SJA

En el comienzo de la oscilacion de potencia de post-falta la frecuencia de dicha oscilacion es de entre2.4 Hz a 3.6 Hz. En las Figuras 5.15 a 5.19, se muestran los lugares geometricos de las impedancias vistasen esta contingencia por los reles de interes. Los reles vieron como oscilacion de potencia tanto en lasimpedancias durante la falta como luego de la falta. Las transiciones de impedancia por el efecto de laventana movil de las protecciones no son tan notorias debido a la lentitud de las oscilaciones de potenciadurante la falta y la post-falta. En la post-falta los reles detectan oscilacion de potencia y activan susenal interna ”Power Swing” entre 130 y 150 ms para bloquear el disparo si la proteccion arrancara.Pero las oscilaciones de potencia posteriores son estables y no ingresan en las zonas de proteccion comose muestra en las Figuras 5.15 a 5.19, por lo que los reles no arrancan durante la post-falta. Pero losreles SJA → FBE y BOT → FBE tambien detectan oscilacion de potencia durante la falta como semuestra en las Figuras 5.17 a 5.19. La senal ”Power Swing” de dichos reles se activa durante casi todala falta en que el lugar geometrico entra y posteriormente abandona las zonas.

En la Figura 5.15 el rele FBE → SJA arranca en las zonas temporizadas hacia atras y no direccionalsolo al final del cortocircuito.

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Figura 5.15: Impedancia vista por la proteccion FBE → SJA 7SA611

A modo de ejemplo, en la Figura 5.16 se muestra la oscilografıa del rele FBE → SJA en que aparecenlas senales ”Pickup” (arranque) y ”Power Swing” correspondientes a la oscilacion de potencia de post-falta de la Figura 5.15.

Figura 5.16: Corrientes, tensiones y senales digitales durante la falta y la post-falta registradas por laproteccion FBE → SJA 7SA611

En la Figura 5.17 el rele SJA → FBE arranca en las zonas temporizadas hacia adelante y nodireccional, solo al final del cortocircuito. La senal ”Power Swing” esta activa durante la mayorıa de lafalta.

En la Figura 5.18 el rele FBE → BOT arranca en la zona temporizada hacia atras, solo al final delcortocircuito.

En la Figura 5.19 el rele BOT → FBE arranca en la zona temporizada hacia adelante. La senal”Power Swing” esta activada durante la mayorıa de la falta.

Conclusion: en esta contingencia las funciones de distancia de los reles arrancan pero nunca disparanante la oscilacion de potencia y la funcion de bloqueo por oscilacion de potencia de los reles operaadecuadamente.

5.4.3. Caso: perdida intempestiva de carga en BOT.

Ni la proteccion FBE → BOT 7SD522 ni la de BOT → FBE 7SD522 arrancan. No generaron registrososcilograficos, ver figura 5.20.

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Figura 5.17: Impedancia vista por la proteccion SJA → FBE

Figura 5.18: Impedancia vista por la proteccion FBE → BOT 7SD522

5.4.4. Caso: perdida intempestiva de uno de los dos generadores de BOT.

Las protecciones FBE → BOT 7SD522 y BOT → FBE 7SD522 no arrancaron ni generaron registrososcilograficos, ver figura 5.21.

5.5. Disparo por oscilacion de potencia

Los esquemas de disparo por oscilacion de potencia requieren otros estudios de simulacion y ensayos,ademas de los desarrollados para las funciones de bloqueo. Un disparo erroneo por oscilacion de poten-cia podrıa resultar crıtico, por lo cual se requiere extensos estudios de estabilidad, para garantizar laconfiabilidad. El objetivo del esquema de disparo es separar el sistema electrico en puntos del mismode manera de llegar en cada isla o subsistema a nuevos puntos de operacion estable. Para completarel estudio [10] del bloqueo por oscilacion de potencia realizado previamente, se desarrollaron estudiosespecıficos del disparo por oscilacion de potencia. En el escenario bajo estudio se pudo verificar que parafaltas cercanas a Fray Bentos en las lıneas FBE-SJA y FBE-MER y de suficiente duracion (por encimadel tiempo crıtico de despeje de falta), los generadores del nuevo emprendimiento industrial oscilan demanera inestable contra el sistema electrico uruguayo, ver Figura 5.22, por lo que deben ser separadosdel mismo. En las simulaciones realizadas se verifico que ante oscilaciones de potencia inestables, unesquema de disparo por oscilacion de potencia en la lınea FBE-BOT lleva a que el sistema electricouruguayo encuentre un nuevo punto de operacion estable; ver Figura 5.22.

La isla del nuevo emprendimiento industrial puede llegar tambien a un punto de equilibrio establesi ademas del disparo por oscilacion de potencia en la lınea FBE-BOT se implementa un esquema derechazo de carga en BOT. De esta manera, ante una oscilacion de potencia inestable de los generadoresde nuevo autoproductor contra los demas generadores del sistema electrico, ambas islas formadas por el

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Figura 5.19: Impedancia vista por la proteccion BOT → FBE 7SD522

Figura 5.20: Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion BOT → FBE

disparo por oscilacion de potencia (autoproductor y red uruguaya) logran nuevos estados de equilibrio.Ademas, se deben considerarse los reglamentos.

5.6. Conclusiones

Este trabajo describe los metodos, estudios y ensayos para conocer el comportamiento de las pro-tecciones de distancia ante condiciones de oscilacion de potencia. La reciente incorporacion cerca deFray Bentos de una industria autoproductora (tanto generadora como consumidora de energıa electri-ca), con capacidad de generacion de 140 MVA (lo que es cerca del 10 % de la carga maxima historicauruguaya), incorporan al sistema electrico uruguayo nuevas formas de oscilacion de potencia en queestan involucrados estos nuevos generadores. Las simulaciones y ensayos realizados muestran que lasprotecciones de lınea operan adecuadamente en distintas condiciones del sistema electrico, detectandooscilaciones de potencia y bloqueando el disparo. Este estudio muestra que las protecciones de distanciacolocadas cerca del nuevo emprendimiento industrial generador - consumidor funcionarıan correcta-mente ante oscilaciones de potencia, bloqueando sus funciones de distancia evitando que operen; si nosucediera ası podrıan ocurrir grandes apagones. Muestra asimismo que el disparo controlado ante os-cilacion de potencia inestable detectada en la lınea FBE-BOT y un adecuado rechazo de carga en elnuevo emprendimiento industrial permiten llegar a nuevos estados de operacion.

Como lıneas de trabajo de futuro se resalta que, para la implementacion de un esquema de disparopor oscilacion de potencia, se deben realizar aun estudios tanto de estabilidad como verificacion delcorrecto funcionamiento de los reles.

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Figura 5.21: Ejemplo. Voltajes y corrientes inyectados a la proteccion BOT → FBE

Figura 5.22: Frecuencia en las barras del sistema, sin disparo por oscilacion de potencia (izquierda), condisparo por oscilacion de potencia de la lınea FBE-BOT (derecha)

5.7. Agradecimientos

Los autores agradecen las contribuciones y el apoyo de:

• Los companeros del Grupo de Estabilidad y Control de Sistemas Electricos de Potencia del IIE-FING-UdelaR, especialmente Michel Artenstein y Pablo Monzon,

• Graciela Calzolari y Claudio Saldana, por el modelo en ATP del sistema electrico previo,

• El Sector Protecciones de UTE, especialmente Julian Malcon, Juan Zorrilla y otros muchos com-paneros

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Bibliografıa

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[10] C. Sena, R. Franco, and A. Giusto. Assessment of the power swing blocking functions of lineprotective relays for a near scenario of the uruguayan system. In IEEE Latin American Conferenceon Transmission and Distribution, Bogota, Colombia, August 2008.

[11] SIEMENS. SIEMENS 7SA6 - 7SD5. SIEMENS.

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Capıtulo 6

Anexos

Se anexan los siguientes documentos

1. M. Artenstein, A. Giusto Equivalent model of the Argentinian electrical power system for sta-bility analysis of the Uruguayan system, IEEE Latin American Conference on Transmission andDistribution, Bogota, Colombia, Agosto 2008.

2. C. Sena, R. Franco, A. Giusto, Assessment of the power swing blocking functions of line protec-tive relays for a near scenario of the Uruguayan system, IEEE Latin American Conference onTransmission and Distribution Bogota, Colombia, Agosto 2008.

3. A. Giusto, P. Monzon Analisis modal del sistema electrico uruguayo, IEEE Encuentro de Potencia,Instrumentacion y Medidas, Montevideo, Octubre 2008.

4. C. Sena, R. Franco, A. Giusto, Aplicacion en la red uruguaya de las funciones de bloqueo y disparopor oscilacion de potencia de los reles de distancia, IEEE Encuentro de Potencia, Instrumentaciony Medidas, Montevideo, Agosto 2008.

5. M. Artenstein, Criterios de planificacion de la red uruguaya en relacion al colapso de tension,IEEE Encuentro de Potencia, Instrumentacion y Medidas, Montevideo, Octubre 2008.

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