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Instituto de Ingeniería Eléctrica
Facultad de Ingeniería Universidad de la
Republica Oriental del Uruguay
ANÁLISIS DE
HERRAMIENTAS PARA EL ESTUDIO DE LA
CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO
DE POTENCIA
MARIA CRISTINA ALVAREZ
ALICIA WILSON
ENZO COPPES
Montevideo, 2 de abril de 2002
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ÍNDICE TEMÁTICO
1. INTRODUCCION .............................................................................................................................7 2. CRITERIOS DETERMINISTICOS Y PROBABILISTICOS .....................................................12
2.1. CRITERIOS DETERMINÍSTICOS.................................................................................................12 2.1.1. Criterio para el sistema de generación .........................................................................13 2.1.2. Criterios para el sistema de transmisión ......................................................................13 2.1.3. Criterios basados en otras incidencias .........................................................................15
2.2. CRITERIOS PROBABILÍSTICOS .................................................................................................16 2.2.1. Métodos de cálculo probabilísticos en la modelación en el espacio de estados ...19 2.2.2. Modelación cronológica – Monte Carlo secuencial ....................................................22 2.2.3. Metodologías híbridas – Monte Carlo Pseudo-secuencial ........................................23 2.2.4. Monte Carlo No Secuencial............................................................................................23 2.2.5. Algunas observaciones sobre las técnicas de modelación vistas ............................24
3. INDICES ..........................................................................................................................................25 3.1. SEGÚN SU ESTRUCTURA .........................................................................................................25
3.1.1. Tasa de falla (λ) ...............................................................................................................26 3.1.2. Tasa de reparación (µ)....................................................................................................26 3.1.3. Frecuencia de falla (f)......................................................................................................27
3.2. SEGÚN PÉRDIDA DE CARGA ....................................................................................................28 4. EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD EN EL MARCO REESTRUCTURADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS COMPETITIVOS......................................................................................32 5. MARCO REGULATORIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO.................................36 6. DESPACHO NACIONAL DE CARGAS (DNC) ......................................................................39 7. INDICES USADOS POR EL CLIENTE ......................................................................................42
7.1. TERMINOLOGÍA UTILIZADA .............................................................................................42 7.2. ESTADÍSTICA DE CORTES PRODUCIDOS POR CENTRO DE CONTROL, CRT U ORIGEN ........44 7.3. ESTADÍSTICA DE INCIDENCIAS.................................................................................................46 7.4. DISPONIBILIDADES DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ............................................................46 7.5. ÍNDICES DE FALLAS Y DESCONEXIONES PROGRAMADAS DE GENERACIÓN, TRANSFORMADORES Y LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.................................................................................48 7.6. ÍNDICES A NIVEL DE SISTEMA .................................................................................................50
8. MEDIDAS TOMADAS POR EL CLIENTE PARA ASEGURAR LA CONFIABILIDAD DEL SEP URUGUAYO....................................................................................................................................52
8.1. REGULACIÓN DE VOLTAJE .......................................................................................................52 8.2. SOBRECARGA DE EQUIPOS .....................................................................................................53 8.3. INTERDISPARO DE CARGAS .....................................................................................................54 8.4. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO URUGUAYO-ARGENTINO ............................................................................................................................................54 8.5. DISPARO POR SUBFRECUENCIA ..............................................................................................56 8.6. CONFIGURACIONES DEL SISTEMA POR POTENCIA DE CORTOCIRCUITO .................................56 8.7. CRITERIOS DE MANTENIMIENTO ..............................................................................................56
9. PROPUESTA DEL PROYECTO .................................................................................................57 10. MODELADO DEL SIN..............................................................................................................59
10.1. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................59 10.2. MODELADO DE LOS ESTADOS DE LOS COMPONENTES ...........................................................61 10.3. MODELADO DE LOS COMPONENTES PARA FLUJO DE CARGA AC ...........................................64
10.3.1. Generador ....................................................................................................................64
3
10.3.2. Transformador .............................................................................................................65 10.3.3. Líneas de transmisión ................................................................................................65 10.3.4. Carga ............................................................................................................................65
10.4. MODELADO DE LA DEMANDA DEL SISTEMA .............................................................................66 10.4.1. Demanda total del sistema ........................................................................................66 10.4.2. Demanda de cada nodo del SIN...............................................................................69
10.5. MODELADO DE LOS ESTADOS DEL SISTEMA ...........................................................................74 10.6. SIMPLIFICACIONES REALIZADAS AL SIN .................................................................................75 10.7. UNIFILAR DEL SIN SEGÚN LAS SIMPLIFICACIONES REALIZADAS.............................................76
11. BASE DE DATOS.....................................................................................................................77 11.1. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................77 11.2. TABLA: ESTADO_CARGA .........................................................................................................77 11.3. TABLA: ESTACIONES ...............................................................................................................77 11.4. TABLA: GENERADORES ...........................................................................................................78 11.5. TABLA: CIRCUITOS ..................................................................................................................79 11.6. TABLA: TRANSFORMADORES. .................................................................................................80
12. METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD ........................................82 12.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESTADO ..................................................................................................82 12.2. CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD ........................................................................82
13. DESCRIPCION DE LOS ALGORITMOS ..............................................................................86 13.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESTADO ..................................................................................................86 13.2. CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD DE PERMANENCIA EN DICHO ESTADO ...................................87
13.2.1. Módulo I ........................................................................................................................87 13.2.2. Módulo II .......................................................................................................................87
13.3. CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ..................................................87 13.3.1. Módulo I ........................................................................................................................87 13.3.2. Módulo II .......................................................................................................................87
14. DIAGRAMAS DE FLUJO ........................................................................................................89 14.1. DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL PRIMER ALGORITMO................................................................89
14.1.1. Módulo I: Identificación del estado ...........................................................................90 14.1.2. Módulo II: Cálculo de la probabilidad de permanencia en el estado...................91
14.2. DIAGRAMA GENERAL PARA EL CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ..92 14.2.1. Módulo II: Cálculo de los índices de confiabilidad .................................................93
15. CONCLUSIONES .....................................................................................................................94 16. BIBLIOGRAFÍA: .......................................................................................................................96 17. ANEXOS.....................................................................................................................................98
17.1. ANEXO A NIVELES DE TENSIÓN ADMISIBLES Y RANGOS DE POTENCIA REACTIVA...............98 17.1.1. Definiciones..................................................................................................................98 17.1.2. Consignas tensión y límites adoptados en la operación del Sistema 500 kV...98 17.1.3. Niveles de Tensión en Operación Normal.............................................................102 17.1.4. Niveles de Tensión en Operación de Emergencia...............................................102 17.1.5. Rangos de Potencia Reactiva .................................................................................104
17.2. ANEXO B LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA DEL SISTEMA DE TRASMISIÓN.......106 17.2.1. Condiciones admisibles de funcionamiento del Sistema de Trasmisión ..........106 17.2.2. Criterios de Sobrecarga de Transformadores ......................................................110
17.3. ANEXO C INTERDISPARO DE CARGA ..................................................................................112 17.3.1. Definición de las etapas de interdisparo................................................................112 17.3.2. Plan de implementación de las etapas de interdisparos.....................................114
17.4. ANEXO D REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA .....................................................119 17.5. ANEXO E AJUSTE RELE DE FRECUENCIA ..........................................................................122 17.6. ANEXO F CRITERIOS DE MANTENIMIENTO .........................................................................123
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Clasificación de los estados del sistema ................................................. 9 Figura 2: Estructura básica de la técnica de enumeración de estados ............. 21 Figura 3: Diagrama de tiempos asociados al cálculo de los índices básicos. .. 26 Figura 4: Costos de la confiabilidad......................................................................... 35 Figura 5: Sistema Interconectado Nacional. .......................................................... 39 Figura 6: Definición de corte. .................................................................................... 43 Figura 7: Sistema eléctrico Uruguayo ..................................................................... 59 Figura 8: Modelo equivalente para el sistema eléctrico Argentino ..................... 60 Figura 9: Modelo equivalente para el sistema eléctrico Brasilero ...................... 60 Figura 10: Diagrama de transición de estados ...................................................... 61 Figura 11: Diagrama de tiempos asociados al cálculo de los índices básicos. 62 Figura 12: Modelo de generador.............................................................................. 64 Figura 13: Modelo de transformador. ...................................................................... 65 Figura 14: Modelo de línea de transmisión. ........................................................... 65 Figura 15: Modelo de carga. ..................................................................................... 65 Figura 16: Formato usado por el cliente para la demanda total del SIN. .......... 66 Figura 17: Formato normalizado para la demanda total del SIN. ....................... 67 Figura 18: Demanda total del SIN para el año 2000 en paso horario................ 68 Figura 19: Demanda total del SIN para el año 2001 en paso horario................ 68 Figura 20: Formato usado por los CAZ................................................................... 69 Figura 21: Rutina Levanta. ........................................................................................ 70 Figura 22: Rutina Arregladatos. ............................................................................... 71 Figura 23: Rutina Trae. .............................................................................................. 71 Figura 24: Aproximación polinómica de los índices porcentuales...................... 73 Figura 25: Clasificación simplificada de los estados del sistema. ...................... 74 Figura 26: Unifilar simplificado del SIN. .................................................................. 76 Figura 27: Diagrama de flujo general para la identificación y permanencia en el
estado .................................................................................................................... 89 Figura 28: Diagrama de flujo para la identificación del estado ........................... 90 Figura 29: Diagrama de flujo para el cálculo de la probabilidad de permanencia
en el estado .......................................................................................................... 91 Figura 30: Diagrama de flujo general para el cálculo de los índices de
confiabilidad del sistema..................................................................................... 92 Figura 31: Diagrama de flujo para el cálculo de los índices de confiabilidad del
sistema .................................................................................................................. 93
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Glosario de términos...................................................................................... 6 Tabla 2: Grados de severidad del sistema. ............................................................. 28 Tabla 3: Centrales Argentinas que participan en la regulación secundaria de
frecuencia.............................................................................................................. 55 Tabla 4: Tabla Estado_carga..................................................................................... 77 Tabla 5: Tabla Estaciones.......................................................................................... 78 Tabla 6: Tabla Generadores. ..................................................................................... 79 Tabla 7: Tabla Circuitos.............................................................................................. 80 Tabla 8: Tabla Transformadores. .............................................................................. 81 Tabla 9: Tensiones de servicio actualmente empleadas en el SIN..................... 98 Tabla 10 Tensión de Barras de 500 Kv de CTM- SG, en régimen normal. ...... 98 Tabla 11 Tensión en MVJ 31.5 función de la corriente por un transformador.. 99 Tabla 12 Límites de tensión en 60 y 31.5 kV, en estaciones ESTE NORTE. 100 Tabla 13 Límites de tensión específicos para Libertad, Colonia, Rosario y
generales considerados para el resto de las estaciones del circuito en barras de 60 y 31.5 kV ..................................................................................... 100
Tabla 14 Niveles de tensión ocurridos al menos una vez al día durante un año, en régimen estacionario en el SIN.................................................................. 102
Tabla 15 Extremos de tensión absolutos por circuito. ........................................ 103 Tabla 16 Rangos de potencia reactiva utilizados para el control de tensión .. 104 Tabla 17 Potencias reactivas máximas a inyectar en CTM-SG por Uruguay y
Argentina. ............................................................................................................ 105 Tabla 18 Potencia Reactiva para Regulación de Tensión en Barras de Carga .
.............................................................................................................................. 105 Tabla 19 Capacidades térmicas de conductores utilizados en líneas aéreas del
SIN . ..................................................................................................................... 108 Tabla 20 Capacidades térmicas de cables utilizados en el SIN, de acuerdo a
datos del fabricante. .......................................................................................... 109 Tabla 21 Sobrecargas admisibles en transformadores de 500/150 kV del SIN .
.............................................................................................................................. 110 Tabla 22 Corrientes nominales de los transformadores de 500/150 kV de
Montevideo y San Carlos . ............................................................................... 111 Tabla 23 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 0 MW . .......... 114 Tabla 24 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 50 MW . ........ 115 Tabla 25 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 100 MW ....... 116 Tabla 26 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 150 MW ....... 117 Tabla 27 Interdisparo de cargas por salida transformador de Mon A o B 500 kV
. ............................................................................................................................. 118 Tabla 28 Interdisparo de cargas por salida autotransformador de Mon I 500 kV .
.............................................................................................................................. 118 Tabla 29 Interdisparo de cargas por salida servicio líneas 500 kV Palmar -
Montevideo. ........................................................................................................ 118 Tabla 30 Ajuste rele de frecuencia. ........................................................................ 122
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GLOSARIO DE TERMINOS
DNC Despacho Nacional de Cargas SIN Sistema Interconectado Nacional SEP Sistema Eléctrico de Potencia UREE Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica ADME Administración del Mercado Eléctrico CAZ Centro de Atención Zonal CRT Centro Regional de Transmisión CTMSG Comisión Técnica Mixta de Salto Grande DNCA Despacho Nacional de Cargas Argentino DIS Distribución HDS Cantidad de Horas Disponibles en Servicio HDR Cantidad de Horas Disponibles en Reserva HDSin Cantidad de Horas Disponibles Como Síncrono HDTot Cantidad de Horas Disponibles Totales HP Cantidad de Horas del Periodo P Potencia de la Central o Unidad Generadora L Longitud de la Línea HIP Cantidad de Horas Indisponibles Programadas HIF Cantidad de Horas Indisponibles Forzadas HICA Cantidad de Horas Indisponibles por Causas Ajenas CIP Cantidad de Indisponibles Programadas CIF Cantidad de Indisponibles Forzadas (cantidad de fallas) HITot Cantidad de Horas Indisponibles Totales TMRP Tiempo Medio de Reparación Programada TMRF Tiempo Medio de Reparación Forzada
Tabla 1: Glosario de términos.
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1. INTRODUCCION Este proyecto surge de la necesidad de la Gerencia de Sector Despacho Nacional de Cargas de UTE (en lo que sigue considerado nuestro cliente), de contar con elementos de apoyo a la operación del sistema eléctrico Uruguayo desde el punto de vista de la confiabilidad, considerando que el SIN (Sistema Interconectado Nacional) está inmerso en un proceso de desregulación del mercado eléctrico. En consecuencia este documento apuntará al estudio de la confiabilidad en un mercado eléctrico desregulado. La confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia, es uno de los parámetros más importantes durante las etapas de planeamiento y operación, se relaciona con la habilidad del sistema para realizar su función de entregar energía, cuando y donde sea requerida, en los niveles de voltaje y frecuencia apropiados (calidad de servicio). El término habilidad se eligió intencionalmente para indicar la combinación de tasas con respecto tanto a la carga (factores económicos y climáticos) como del sistema de generación / transmisión (disponibilidad aleatoria de hidro energía y combustibles, salidas de unidades y componentes de la red eléctrica). El efecto combinado de esas tasas es contrarrestado adecuadamente con la estructura que el planificador y/o programador y el operador le dan al sistema. Tanto para la planificación como para la operación de un sistema eléctrico, la evaluación de los niveles de confiabilidad es indispensable. [1] Está definida por el CIGRE (Conférence Internationale des Grands Réseaux Electriques) como un concepto general que abarca todas las medidas de habilidad para entregar electricidad en todos los puntos de utilización dentro de los estándares aceptables y en la cantidad demandada por el usuario. [1] Para realizar determinados estudios en un sistema eléctrico de potencia (SEP) es necesario definir el estado del mismo, entendiendo por ello como un vector que representa el estado de cada uno de los componentes del sistema, y por ende, de éste; dicho vector contiene la información necesaria acerca del estado en que se encuentran los generadores, los transformadores, las líneas y los cables de transmisión. [6] En un sistema eléctrico, cualquier acercamiento al estudio de la confiabilidad puede ser descrita por dos atributos: adecuación y seguridad.
La adecuación se define como la habilidad de suministrar la potencia de energía eléctrica requerida por los consumidores dentro de los límites de voltaje, potencia y frecuencia aceptables; teniendo en cuenta salidas planeadas y no planeadas de los componentes y asumiendo condiciones estáticas de los mismos, lo que implica que la capacidad instalada es suficiente para satisfacer la demanda . [1]
La seguridad se define como una medida de la habilidad de un sistema de potencia compuesto (conjunto formado por el sistema de generación y el sistema de transmisión de un Sistema Eléctrico de Potencia) para resistir disturbios repentinos específicos tales como corto circuitos o pérdidas no
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anticipadas de componentes del sistema. [1] También se puede definir como la habilidad del sistema de sobreponerse a disturbios entre dos estados estables y depende enormemente de cómo está operado el sistema. Puede dividirse en una componente vinculada a una actuación transitoria y otra vinculada con la cantidad y la rapidez de respuesta de las reservas de operación de transmisión (líneas sobredimensionadas, compensadores de reactiva de reserva, etc.) y generación (generación hidráulica, térmicas de turbo diesel: por ejemplo en el SIN, La Tablada y turbina de Maldonado, térmicas de turbo vapor: Central Batlle). La componente transitoria es la condición de operación del sistema cuando ocurre el disturbio (condiciones iniciales del sistema). Por lo que se debe tratar que el sistema nunca entre en estados que representen condiciones iniciales tales que puedan resultar en inestabilidad del mismo, tratando que la operación del sistema esté dentro de los límites de seguridad. Estos límites aseguran que el sistema sea estable, las cargas de los equipamientos eléctricos estén dentro de los límites térmicos y los voltajes sean aceptables. La habilidad del sistema de superar el disturbio, llegando al estado post-disturbio de una manera estable, depende crucialmente en la cantidad, respuesta y distribución de la reserva de operación. [3]
La evaluación desde el punto de vista de la adecuación o estado estable es apropiada cuando se consideran pequeños disturbios en los límites de voltaje, potencia y frecuencia, pero para considerar la salida forzada de unidades generadoras o cortocircuito en líneas de transmisión, que puedan llevar al sistema a la inestabilidad, se debe evaluar desde el punto de vista de la seguridad. En los estudios de adecuación se supone que se llega a un estado estable luego de un disturbio, pero éste puede no ser alcanzado debido a efectos en cascada como consecuencia de un disturbio grave. [4] En orden de reconocer consideraciones de seguridad y economía en la evaluación de un sistema eléctrico compuesto, el SEP puede ser clasificado en varios estados de operación en términos del grado en que las restricciones de adecuación y de seguridad son satisfechas. [11] La siguiente puede ser una posible clasificación del sistema y sus posibles transiciones [11]:
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Figura 1: Clasificación de los estados del sistema
Estado normal
En el estado normal, todos los equipos y las restricciones de operación están dentro de sus límites, incluyendo el hecho de que la generación es adecuada para suministrar la carga (total de la demanda), sin equipos sobrecargados. En este estado, hay suficiente margen tal que la pérdida de cualquier equipo, especificado por cierto criterio (depende de la filosofía del planificador u operador del sistema en particular), no resultaría en la violación de algún límite. El sistema es adecuado y seguro en este estado.
Estado de alerta Si el sistema entra en una condición en que la pérdida de un componente cubierto por los criterios de operación, resultara en una violación de voltajes o corrientes, entonces el sistema está en el estado de alerta. Este estado es similar al estado normal en el hecho de que todas las restricciones son satisfechas, pero no hay suficiente margen como para soportar una contingencia (disturbio). El sistema entra en estado de alerta por la salida de un equipo, por un cambio en el
Normal (Adecuado, seguro, económico)
Alerta (No seguro)
Restauración
Emergencia (No seguro)
Extrema Emergencia
(Corte de carga incontrolado)
Interrupción de carga local
(No adecuado)
Despacho No Económico
(No económico)
Corte de carga controlado
(No adecuado)
Sistema sin control Sistema controlado
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despacho de generación o por un aumento en la demanda global del sistema. En este estado el sistema apenas tiene suficiente margen para satisfacer las restricciones de seguridad.
Estado de emergencia Si ocurre una contingencia o la generación y la carga cambian antes de que se tomen las medidas correctivas necesarias, el sistema entrará en un estado llamado de emergencia. No hay corte de carga en este estado pero las restricciones de operación así como los límites de los equipos son violados. Si no se toman medidas de control a tiempo para restaurar el sistema al estado de alerta, el sistema pasará del estado de emergencia a un estado de extrema emergencia. En este estado tanto las restricciones de seguridad como de adecuación son violadas. Este es un estado temporal que requiere la intervención del operador debido a que las condiciones de operación de los equipos son violados. El primer objetivo es remover las restricciones violadas sin cortar carga, mediante acciones como el redespacho de unidades generadoras o la puesta en funcionamiento de otras. Si se cumple esto satisfactoriamente, se pasará a un estado de alerta, donde otras acciones serán necesarias para pasar al estado normal como por ejemplo el control de voltajes.
Estado de extrema emergencia En el estado de extrema emergencia, las restricciones de los equipos y de operación han sido violadas y hay carga que no esta siendo suministrada. Una de las medidas a tomar para evitar que el sistema entre en colapso es el disparo selectivo de cargas que permite mantener el sistema bajo control.
Estado de restauración El objetivo es la reposición ordenada, segura y rápida del servicio.
Estado con corte localizado de carga Se entra en este estado cuando se presenta corte de carga de poca importancia en alguna subestación (problemas en algún transformador de carga) y no existen variaciones de importancia tanto en voltajes como en frecuencia.
Estado con despacho no económico Si al estar en estado de alerta se despachan unidades generadoras que no están previstas que entren por despacho económico para evitar sobrecargas y mantener el sistema dentro de las restricciones de operación, entonces el sistema pasa a un estado seguro y adecuado pero que no es económico.
Estado con corte de carga controlado Cuando para evitar el colapso del sistema se procede al despacho de falla (corte controlado de carga) se entra en un estado de corte de carga controlado. Este estado es seguro pero no es adecuado.
Como se deduce de la clasificación de estados, el servicio de energía eléctrica está caracterizado por dos atributos primarios: el costo y la confiabilidad del servicio que provee. El costo para el cliente final y la búsqueda de una mayor eficiencia son las principales causas por las cuales, en varios países, se ha
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decidido pasar de un sistema eléctrico verticalmente integrado a un mercado eléctrico competitivo. La confiabilidad tiene su importancia debido a que los clientes exigen un alto nivel de calidad de servicio y la industria depende críticamente de ésta para su operación. El objetivo principal de la operación del sistema es dar una calidad aceptable con un mínimo costo. [2] En una empresa verticalmente integrada, no es necesario evaluar el costo de la confiabilidad como un servicio separado. En un mercado eléctrico desregulado la confiabilidad del sistema puede verse perjudicada debido a las presiones económicas del mercado competitivo, a menos que se tomen las medidas necesarias para evitarlo dando las señales económicas adecuadas. En conclusión, nuestro principal objetivo es la evaluación de confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia la que se puede abordar por dos criterios: determinístico y probabilístico.
Los criterios determinísticos son basados en examinar un número de situaciones restrictivas escogidas de acuerdo al planificador y a la experiencia del operador, tomando en consideración la incertidumbre de las cargas y la disponibilidad de los componentes del sistema.
Los criterios probabilísticos reconocen la naturaleza aleatoria de las cargas y las salidas de los equipos de generación / transmisión.
Dependiendo de los objetivos que se persigan con la evaluación (frecuencia de falla, duración de falla, energía no suministrada, etc.) la cuantificación de la confiabilidad puede expresarse por una gran variedad de índices. El proyecto consistirá en un estudio teórico de criterios e índices de confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia, revisión de los criterios e índices usados por el cliente y definición de una medida cuantitativa de la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) uruguayo, desde el punto de vista de la seguridad, como apoyo a la operación a corto plazo del mismo y análisis de la operación ya ejecutada (como mínimo un año). Para ello se analizará que índice o índices (a lo sumo los 4 más importantes) son los adecuados y se desarrollará una metodología de cálculo de los mismos (descripción del algoritmo y su diagrama de flujo) para el sistema generación / transmisión (hasta interruptor de alta de los transformadores de carga de 150/30 kV).
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2. CRITERIOS DETERMINISTICOS Y PROBABILISTICOS El criterio determinista fue el primero en ser adoptado y es todavía ampliamente usado en muchos países especialmente para la evaluación de la confiabilidad en sistemas de transmisión como es el caso del sistema eléctrico uruguayo. Sin embargo, como una nueva aproximación metodológica y con las facilidades computacionales actuales disponibles, el criterio probabilístico ha ganado mucho terreno. Es ya usado por muchas empresas para la evaluación de la confiabilidad en sistemas de generación, y está en fase de desarrollo e implementación en sistemas compuestos debido a los cambios en las regulaciones en los sistemas eléctricos. [5] Monitoreando y registrando datos de cada evento en los cuales hay falta de confiabilidad, se obtienen índices de riesgo que forman una base numérica para establecer métodos de análisis de la performance de la operación de los sistemas eléctricos presentes y futuros. Estos conceptos podrían ser integrados dentro de los criterios de diseño en la fase de planeamiento, dado que ésta se realimenta constantemente desde el lado de la operación. [5]
2.1. Criterios determinísticos Los criterios determinísticos se deducen examinando un cierto número de situaciones restrictivas (condiciones de carga y de salidas de equipos) para verificar la solidez de los sistemas de generación y/o transmisión. Estas situaciones se basan en casos considerados a priori como muy riesgosos para el sistema (por ejemplo: pico anual de potencia con pérdida de la mayor unidad de generación). La hipótesis subyacente es que si las funciones del sistema están protegidas para estas situaciones, lo mismo es cierto para todos los otros casos más favorables (demandas menores que el pico anual). [5] Las ventajas del criterio determinista son:
Su claridad conceptual. El número limitado de casos a examinar El hecho de que existen herramientas disponibles para este cometido,
como por ejemplo flujos de carga AC, que proveen una detallada y precisa descripción de la performance del sistema.
Dichos criterios con frecuencia corresponden a una extensión a la fase de planeamiento de las técnicas usadas en la operación del sistema.
Con respecto a los inconvenientes:
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No tiene en cuenta la probabilidad de ocurrencia de los casos considerados.
La selección de la lista de los casos restrictivos depende inevitablemente de la experiencia del planificador y/u operador. Por lo tanto, existe siempre un riesgo de omitir ciertos casos, que se incrementa debido a que la naturaleza de los casos riesgosos cambia constantemente con el tiempo de forma muy sutil y en algunos casos de forma imperceptible.
2.1.1. Criterio para el sistema de generación El indicador usado frecuentemente es el margen de reserva, que es igual al cociente de la capacidad instalada con el pico anual de potencia menos uno.
(1)
El valor requerido es determinado teniendo en consideración el tamaño del sistema, el tamaño de la mayor unidad generadora o el número de unidades en mantenimiento, además de otros factores. Asumiendo que el sistema de generación está todo conectado sobre una misma barra, el problema se simplifica ya que no se consideran los componentes de transmisión. [5] El índice basado en el porcentaje de reserva está siendo gradualmente sustituido por otros índices basados en cálculos probabilísticos. Por ejemplo, ciertos países indican el rango del margen de reserva al cual conduce el uso de criterios probabilísticos. [5] Otros tipos de criterios han sido adoptados para sistemas donde la hidro generación constituye una considerable parte del total de la potencia instalada. En estos casos, un criterio energético es usado con respecto a la porción de la demanda total que es suministrada por las unidades hidroeléctricas. [5]
2.1.2. Criterios para el sistema de transmisión La sección previa menciona la tendencia histórica de pasar a usar índices probabilísticos en lugar de índices determinísticos para los sistemas de generación. Una vez que el concepto de que los fenómenos aleatorios pueden ser tratados de una forma probabilística es aceptado, los algoritmos computacionales son relativamente fáciles de implementar. En un sistema de transmisión, por otro lado, el cálculo es mucho más complicado: en primer lugar, el problema tiene una dimensión espacial, debido a que el sistema se extiende a través de un territorio geográfico y en segundo lugar, se deben cumplir las leyes fundamentales de los circuitos eléctricos (leyes de Kirchhoff). Los flujos de potencia y voltaje dependen obviamente de la disponibilidad de los componentes del sistema y otros aspectos de confiabilidad del mismo.
1P
PMR
máx_anual
adamáx_instal −=
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Varias simplificaciones deben ser adoptadas: uso de flujos de potencia lineales DC en lugar de flujos de potencia completos no lineales AC, por ejemplo, o limitando el número de contingencias superpuestas a ser examinadas. A pesar de este esfuerzo, recurrir a índices probabilísticos para la evaluación de la confiabilidad de grandes sistemas de transmisión, implica todavía la implementación de modelos sofisticados, grandes programas de computación así como el hardware asociado. Es fácil entender debido a esto por qué muchos países continúan usando criterios deterministas para la evaluación de la confiabilidad de los sistemas de transmisión. [5] El procedimiento general para la aplicación del criterio determinista se describe a continuación [5]:
Se selecciona uno o varios casos base para probar la capacidad del sistema. Esto debe corresponder a situaciones de operación consideradas restrictivas o riesgosas a priori y son el resultado de la experiencia combinada de los operadores y los planificadores del sistema. Los casos base pueden diferir en condiciones de carga, en el despacho de la generación (correspondientes a diferentes mantenimientos y condiciones de salidas forzadas, con la disponibilidad de unidades dadas en línea acorde con un orden de prioridades basado usualmente en costos de operación) y en la configuración de la red eléctrica (correspondiente a varias condiciones de mantenimiento y/o condiciones de salida forzada de equipos, con los componentes disponibles usualmente estando estos todos en servicio).
Se somete cada caso base a una serie de incidentes de generación y/o transmisión y se examina como el sistema soporta las mismas desde varios puntos de vista:
Que el flujo a través de los componentes del sistema se mantiene dentro de los límites permisibles: usualmente sus valores nominales bajo condiciones de régimen (generalmente, sus límites térmicos, algunas veces combinados con los límites de estabilidad). Algunos países permiten temporalmente valores mayores de flujo que los permitidos en los transformadores para incidencias que implican la salida de dos o más componentes de la red o por salidas de corta duración y algunas veces usan diferentes valores máximos acorde a la época del año. [5]
Que el cambio de voltaje en un nodo determinado del sistema se
mantenga dentro de los límites permisibles: acorde a datos obtenidos por inspección y/o fabricación, y además estos límites varían de acuerdo al voltaje nominal en un rango comprendido entre el 85% y el 110 % aproximadamente. [5]
Algunos países usan diferentes procedimientos y criterios dependiendo del área o función de la sección del sistema de transmisión bajo consideración (inyección de generación, suministro de carga, interconexión). En los hechos, no existe una práctica uniforme, pero los criterios deterministas más
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ampliamente usados pueden ser clasificados idealmente a pesar de todo en dos grandes categorías, conocidas como N-1 y N-2, de acuerdo al número de componentes de la red involucrados en la falta o falla del sistema. [5]
Criterio N-1: la inestabilidad y la separación incontrolada o la salida en cascada de elementos del sistema, no pueden ser el resultado de la contingencia simple más severa aplicada al sistema. También se dice que un sistema cumple con el criterio N-1 si al aplicarle la contingencia simple mas severa, el sistema sigue en condiciones aceptables de funcionamiento considerando que los flujos en las canalizaciones se mantienen dentro de límites normales de operación, los voltajes no superan los niveles de aislación de los equipos, no existen inestabilidades de ningún tipo, no existen actuaciones de protecciones y no existen desconexiones forzadas de carga o equipos. [12] La aplicación del criterio N-1 consiste en la simulación de una pérdida de un componente de la red (línea, cable, transformador, algunas veces un componente de compensación de potencia reactiva) o un generador. Mientras que todos los países que han tomado este criterio consideran la salida de un componente, muy pocos países toman en consideración la salida de generación. [5]
Criterio N-2: la inestabilidad y la separación incontrolada o la salida en
cascada de elementos del sistema, no pueden ser el resultado de la contingencia doble más severa aplicada al sistema. [12] La aplicación del criterio N-2 consiste en la simulación de la salida simultánea de dos componentes, ya sean dos componentes de la red o un componente de la red junto con un componente de generación. Su uso no es tan extendido como el criterio N-1 debido a que la falla simultánea de dos componentes se considera improbable: la idea subyacente detrás de este criterio es que la apertura de dos componentes se da generalmente en la misma región durante una situación de operación de perturbación, tal como en el período de pico de potencia (que dura sólo un pequeño período de tiempo) en el cual una doble contingencia puede llegar a tener serias consecuencias. La probabilidad de que ocurra un incidente de este tipo es sin embargo juzgada como muy pequeña. [5]
Algunos países simulan N-2 incidentes construyendo los casos base con los casos examinados de acuerdo al criterio N-1. Otros exámenes de casos especiales de incidentes dobles pueden llegar a ser más serios para el sistema, como por ejemplo, la pérdida de dos de las principales líneas en cascada, llevando el sistema al colapso. [5]
2.1.3. Criterios basados en otras incidencias
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Algunos países consideran incidentes aun más serios que los examinados anteriormente. Por ejemplo:
Pérdida de un conjunto de barras (y sus correspondientes líneas).
Incidentes múltiples o aperturas en cascada, que no es considerada por el criterio de confiabilidad y causa disturbios mayores.
Debido a que estas incidencias múltiples son poco probables, se asume que ocurren fuera del período de pico y no es necesario invertir en componentes del sistema para soportar estos casos. Sin embargo la utilidad de esto radica en que se toman las medidas operativas necesarias para poder evitar el colapso del sistema como consecuencia de las aperturas en cascada que se puedan originar. Dentro de las maniobras a considerar se dispone de: introducción de reservas de potencia reactiva, operación de dispositivos de control remoto para disparar ciertas cargas del sistema, sistemas controlados de división de la red, uso de limitadores de generación (estatismo), cambios de los esquemas de generación y de trasiegos de cargas o equipos de la red. [5]
2.2. Criterios Probabilísticos Debido a la naturaleza aleatoria de los fenómenos que afectan la evaluación cuantitativa de la confiabilidad de los sistemas eléctricos de potencia, se tiende a pasar de criterios e índices determinísticos a criterios e índices probabilísticos. [5] La gran razón por la cual estos métodos no han sido utilizados en el pasado es la falta de datos, limitación en los recursos computacionales, ausencia de técnicas realistas de confiabilidad, aversión al uso de técnicas probabilísticas y la mala interpretación del significado de los criterios probabilísticos e índices de riesgos. Hoy en día, muchas empresas tienen base de datos, las facilidades computacionales han sido incrementadas, y muchos ingenieros han trabajado en la comprensión de las técnicas probabilísticas. Aun cuando las técnicas de evaluación de la confiabilidad están siendo altamente desarrolladas existe sin embargo escasez general de programas para aplicar estas técnicas en grandes sistemas. [5] El estudio de los índices de confiabilidad en sistemas compuestos responde a tres preguntas esenciales:
Cómo introducir el reconocimiento adecuado de las incidencias dependientes de las salidas de los componentes del sistema de transmisión.
Cómo manejar el gran número de estados posibles.
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Cómo incorporar las estrategias de operación para aliviar las sobrecargas en el sistema de transmisión.
Con respecto a la dependencia, se puede notar que la salida de nodos importantes, incluido la salida de nodos comunes que involucran varias unidades o salidas múltiples debido a eventos originados en alguna subestación, debería ser incluida en la lista de contingencias. El riesgo asociado a estas salidas de múltiples componentes debidas a causas dependientes pesa más que el riesgo asociado a salidas independientes superpuestas. Especial atención debe ser puesta al riesgo de perder líneas que estén físicamente sobre la misma estructura de torres o aquellas que estén muy próximas. Se debe considerar también el incremento en el riesgo de perder líneas aéreas en forma superpuesta durante períodos de tiempo adverso. [5] Para detectar éstos casos siempre es deseable hacer el análisis de confiabilidad del comportamiento de las subestaciones en conjunto con estudios dinámicos y estáticos del sistema, para determinar: los modos específicos en que los componentes del sistema de transmisión pueden fallar, el modo en que los relés de protecciones pueden estar operando mal y ver en qué forma la operación de ciertos interruptores pueden llevar a una falla del sistema. [5] La segunda pregunta, referida a la forma de manejar el gran número de estados de contingencias, concierne a un criterio computacional. Teóricamente el estudio de la confiabilidad implica el análisis de todos los estados de contingencia posibles, o en lo posible un gran número de ellos, para estimar índices con bastante precisión. Esto puede llegar a ser un trabajo formidable, consideremos por ejemplo un sistema con 70 componentes. Permitiendo que cada línea o generador tenga solo dos estados posibles (disponible o no-disponible), el número de estados posibles en que se puede encontrar el sistema es de 270. [5] Obviamente un análisis exhaustivo de todos los estados posibles del sistema es imposible, por lo que el número considerado de estados debe ser limitado, por ejemplo, de acuerdo a su contribución a los índices de riesgo. Esto puede ser hecho por medio de valores umbrales para seleccionar los estados basados en su probabilidad de ocurrencia: un estado es considerado sólo si su probabilidad de ocurrencia es mayor que un valor umbral. Pero seleccionar los valores umbrales depende de los riesgos de falla y en el tamaño relativo del sistema. [5] Un estudio alternativo, consiste en limitar el número de estados de contingencia a ser investigados, por aquellos que son más propensos a presentar fallas. Otra cuestión a considerar es el tamaño del sistema usado para representar el sistema de potencia para los estudios de confiabilidad. Dos aspectos están involucrados en esto: el tamaño del modelo que representa apropiadamente el flujo en la red bajo condiciones de contingencia y el tramo de la red dentro del cual cada contingencia puede ser considerada. El tiempo de máquina que se necesita para resolver los problemas de flujo de carga tiende a variar
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linealmente con el tamaño del sistema (número de barras). [5] El número de estados a ser investigados tiende a ser proporcional a:
( )K!!KNN!−
(2)
Donde N: es el número de elementos (líneas, transformadores y generadores) sujetos a salidas K : es el número de contingencias a ser estudiadas. Si el sistema en estudio es lo suficientemente grande, es muy probable que en la mayoría de los casos la existencia de más de una línea fuera de servicio no represente una condición forzada para el sistema. Contingencias múltiples generalmente representan un problema cuando suceden muy cerca geográficamente y no cuando suceden a gran distancia unas de otras. [5] Cuando la inquietud es modelar la respuesta del sistema a los disturbios, deben ser determinados los flujos de potencia por los equipos, voltajes en el sistema y las potencias generadas para ser analizadas para cada estado. También es requerido que sean desarrollados modelos de las políticas de operación para representar las acciones correctivas y la asignación de recursos. Cada estado de contingencia debe ser examinado en cuanto a la violación de criterios de calidad de servicio, como por ejemplo voltajes dentro de ciertos límites así como eventos que impliquen pérdida de carga. Este estudio puede ser hecho mediante flujos de carga AC, o si se desprecia el componente reactivo del sistema, mediante flujos de carga DC. [5] Para cada estado a estudiar es necesario realizar un análisis de flujo de carga y algoritmos para simular acciones correctivas (en caso de ser necesario) para llevar al sistema a una situación aceptable desde el punto de vista de la calidad de servicio, lo cual implicará un tiempo importante de cálculo computacional. [5] Para cada contingencia en una unidad de generación, el despacho debe ser modificado para compensar la pérdida de generación, mientras que para cada contingencia en transmisión deben hacerse test para ver la topología de la red. Para ambos tipos, si la carga de una línea o de un transformador resulta excesiva, o si los voltajes en las barras resultan inaceptables, el estudio toma acciones para normalizar el sistema como por ejemplo: cambiar el TAP de los transformadores, redespachar generación o cortar selectivamente ciertas cargas. [5] La evaluación de la confiabilidad en un sistema eléctrico compuesto involucra modelos y estrategias para sistemas de grandes dimensiones, por lo que es fundamental que el número de estados en estudio no sea mayor a lo que los resultados puedan garantizar (compromiso entre tiempo de cálculo y exactitud en los resultados). [5] De igual forma las líneas y transformadores bajo
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contingencias deben ser limitados a aquellos que tengan un impacto significativo en la región bajo observación. Equivalentes de la red pueden ser empleados para simular el efecto total de una parte del sistema sin tener que involucrar elementos individuales en la solución. Una elección cuidadosa de equivalentes puede ser empleada para incorporar la reserva de generación en áreas distantes sin tener que entrar en el detalle de cada unidad generadora. Las técnicas de evaluación de confiabilidad caen dentro de varias categorías: enumeración de estados, simulación de Monte Carlo y método de probabilidad condicional.
2.2.1. Métodos de cálculo probabilísticos en la modelación en el espacio de estados
Dos grandes aproximaciones han sido desarrolladas para el cálculo de la confiabilidad en sistemas compuestos: enumeración y simulación.
Técnica de enumeración de estados La técnica de enumeración de estados (analítica) consiste en determinar por extensión los estados en que se puede encontrar el sistema bajo estudio. [6] La técnica analítica representa el sistema por medio de modelos matemáticos simplificados y evalúa los índices de confiabilidad de esos modelos usando soluciones matemáticas. [5] Cuando la red es tomada en consideración, es indispensable el modelado de las leyes del sistema y las políticas de operación, aún mediante técnicas analíticas. El inconveniente que surge bajo éste enfoque es la dimensionalidad que adquiere el problema dado que la cantidad de estados factibles depende exponencialmente tanto del número de componentes presentes como la cantidad de estados posibles para cada uno de ellos. El procedimiento general abarca tres pasos [5]:
Selección sistemática de estados y su evaluación. Clasificación de contingencias acorde a criterios predeterminados de
fallas. Compilación de los índices apropiados de confiabilidad predeterminados.
El número total de contingencias seleccionadas en el primer paso puede ser reducido por clasificación de acuerdo a criterios específicos, usando niveles de contingencias predeterminados o usando también criterios de probabilidad o frecuencia de corte. La clasificación puede implicar un modelo de la red del sistema o usar representaciones de flujo de carga AC o DC. El uso de ciertos
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modelos depende de la configuración del sistema o en la necesidad de reconocer ciertas condiciones del sistema así como ciertos factores de análisis. Una representación completa que implique flujos de carga AC, en lugar de flujos DC o modelos de transporte, implica una mayor precisión a expensas de un tiempo mayor de cálculo.
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Figura 2: Estructura básica de la técnica de enumeración de estados
Caso base de análisis
Selección de una contingencia
Evaluación de la contingencia elegida
¿Se ha determinado un problema en el sistema?
Acciones correctivas para remediar la situación
¿Persisten problemas en el sistema?
Evaluación del impacto del problema
Cálculo de los índices de confiabilidad en los puntos de carga
¿Se han evaluado todas las contingencias?
Calculo de todos los índices de confiabilidad
NO
NO
NO
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Simulación de Monte Carlo
Consiste en la simulación de una gran cantidad de situaciones, generadas en forma aleatoria, donde los valores de los índices de confiabilidad corresponden a los momentos de las distribuciones de probabilidad asociadas al estado del sistema. [14] La aproximación de Monte Carlo es una buena elección cuando se tienen que calcular índices en el sistema de transmisión o sea para sistemas compuestos. Esta es una técnica que puede ser definida como, matemática experimental y su conveniencia aumenta a medida que el problema de simulación se vuelve más complejo y más difícil de manejar en forma analítica. La ventaja propia de este método radica en la factibilidad que ofrece de tener en cuenta teóricamente cada variable aleatoria, cada contingencia y la posibilidad de adoptar políticas de operación similar a las reales. Monte Carlo permite además una muy buena comunicación entre los departamentos de operación y programación, debido a que los factores o índices usados son aproximadamente los mismos. La única desventaja puede llegar a ser el gran tiempo de computación usado, dependiendo de la capacidad computacional disponible y sus costos. [5] La enumeración y la simulación no son mutuamente excluyentes y versiones híbridas de estos métodos han sido desarrolladas para aprovechar en forma combinada las eficiencias de cada uno. Por ejemplo, la enumeración es muy efectiva para determinar la capacidad de generación y el margen de reserva, mientras que la simulación es generalmente mejor para tratar sistemas complejos o que implican modelos de operación, acciones correctivas y estrategias de asignación de recursos. [5]
Método de probabilidad condicional Asume un tratamiento independiente para cada sistema, generación y transmisión, bajo la hipótesis que el modelo de flujo de potencia en el sistema de transmisión es independiente del estado de las unidades generadoras. El estudio para cada sistema puede realizarse tanto por la técnica de enumeración de estados como por simulación de Monte Carlo. Posteriormente se usa la expresión de probabilidad condicional para determinar la estadística de falla del sistema compuesto generación / transmisión. [7]
2.2.2. Modelación cronológica – Monte Carlo secuencial Dentro de la modelación cronológica (modelación del sistema en el cual se tiene en cuenta la evolución temporal del mismo) se encuentra la simulación de Monte Carlo secuencial. Se basa en la generación de múltiples cadenas de
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estados de período T (periodo de la simulación del estudio), por ejemplo series anuales, que representan la evolución del sistema a lo largo del tiempo y que son evaluadas posteriormente a objeto de obtener patrones e índices del sistema frente a los distintos requerimientos de sus clientes, considerando adicionalmente sus propias limitaciones e indisponibilidades (mínimos y máximos técnicos, fallas, mantenimientos programados, etc.) Para la generación y selección de los estados del sistema existen dos alternativas: la generación de estados síncrona y la asíncrona. [6]
La generación síncrona o método del tiempo discreto consiste en el sorteo en un instante ti del estado de un sistema en el instante ti+1 = ti + ∆t considerando su estado inicial en t = ti y las probabilidades de cambio en el intervalo ∆t dado. Tiene en cuenta pasos de tiempos regulares sin dar mayor importancia a los cambios de estado en instantes intermedios.
La generación asíncrona o método de suceso discreto desplaza el momento de análisis al instante que algún componente del sistema cambie de estado, por lo que considera pasos de tiempo muy irregulares. El instante del próximo evento está determinado por el mínimo de los tiempos de cambio de estado de cada uno de los componentes del sistema, tiempos que deben ser estimados basándose en la distribución de probabilidades asignada tanto al proceso de falla de un componente como al de reparación. Normalmente sólo se tienen valores promedio y no una distribución de probabilidades, por lo que se usa una distribución de probabilidades exponencial en conjunto con el tiempo medio de disponibilidad MTTF (Mean Time to failure) en sorteo de fallas y en el caso de reparación junto al tiempo medio de indisponibilidad MTTR (Mean Time To Repair). [6]
2.2.3. Metodologías híbridas – Monte Carlo Pseudo-secuencial Considerando que la mayoría de los estados corresponden a estados sanos o sea no contribuyen a los índices de confiabilidad evaluados, surge la posibilidad de aplicar algoritmos de carácter mixto, que combinan las bondades de los dos métodos. Un ejemplo es la Simulación de Monte Carlo Pseudo-Secuencial. Realiza la generación de cadenas de estados de manera secuencial pero analiza solo los estados resultantes de un sorteo de una manera no cronológica. La información de las secuencias es utilizada en aquellos casos en que el estado sorteado, una vez analizado, presenta un desabastecimiento en algún punto del sistema. [6]
2.2.4. Monte Carlo No Secuencial En la simulación de Monte Carlo no secuencial se efectúa el análisis de los estados sorteados en base a su distribución de probabilidades y junto con la
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enumeración de estados y el método de probabilidad condicional integran una modelación en el espacio de estados, utilizando condiciones instantáneas para efectuar su evaluación. [6] Como se deduce la simulación de Monte Carlo puede clasificarse en no secuencial, secuencial o pseudo-secuencial.
2.2.5. Algunas observaciones sobre las técnicas de modelación vistas
En la modelación en el espacio de estados, al usar valores instantáneos para efectuar la evaluación, se ignoran en sus cálculos la evolución del sistema en el tiempo, como por ejemplo, la frecuencia y la duración de las interrupciones. [6] Considerando el tiempo en los cálculos se pueden incorporar factores externos que influyen sobre el desempeño del sistema como por ejemplo la respuesta a los requerimientos del consumo. La modelación cronológica demanda una mayor cantidad de recursos y esfuerzo computacional por la mayor cantidad de información a manejar así como por su lenta convergencia. Debido a esto no es usado extensivamente si existen métodos alternativos analíticos disponibles. Teóricamente la modelación cronológica, incluye cada efecto o proceso del sistema, que en el caso del método analítico solo puede ser aproximado, y produce índices más cercanos a los usados por los operadores y usuarios del sistema. [5] [6] Si bien el método de probabilidad condicional reduce el número posible de estados (simplificación de los cálculos), la desventaja del mismo es que la mayoría de los sistemas no se amoldan a la hipótesis de que los flujos de transmisión son independientes de los estados de las unidades generadoras. [7] Naturalmente, las diferentes técnicas pueden evaluar los mismos índices de riesgo. La comparación de los valores numéricos obtenidos ofrece una mayor comprensión de los límites. Con la herramienta analítica, la estructura del sistema y de sus componentes se simplifica bastante con respecto al método de Monte Carlo, y el volumen de experimentos y por lo tanto el tiempo computacional, se reduce también. [5] La comparación es esencial para los planificadores para familiarizarse con estos métodos y, sobre la base de su experiencia y buen sentido, juzguen que herramienta es apropiada para su problema en particular.
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3. INDICES La confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia se expresa mediante índices, los cuales cuantifican la calidad del servicio que presenta la red eléctrica. Deben ser lo suficientemente consistentes y sensibles para distinguir varias situaciones alternativas y expresarle al operador o planificador del sistema (según el propósito de estudio de la confiabilidad) lo que necesita saber del mismo: apoyo a la operación del sistema, análisis de la operación ya ejecutada, justificar nuevas inversiones, comparar alternativas de expansión, informar que tan confiable es el sistema a terceros, evaluar razón costo/beneficio, etc. [8] Existen varias clasificaciones de índices:
Según su estructura Básicos Compuestos
Según pérdida de carga [10] Probabilidad de falla Frecuencia de falla Duración de falla Severidad de falla Energía no suministrada
Según lugar de aplicación[7] Totalidad del sistema Área Barra o Subestación Falla específica en punto particular
3.1. Según su estructura Los índices básicos o monoparamétricos utilizan un solo parámetro. Podemos definir:
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Figura 3: Diagrama de tiempos asociados al cálculo de los índices básicos.
TOj: tiempo en el que el componente del sistema esta en estado operativo. TRj: tiempo en el que el componente del sistema esta en estado de reparación.
3.1.1. Tasa de falla (λ) Es la cantidad de fallas de un componente del sistema en un período de observación (años) en que estuvo operando. [13] Se define: Tiempo promedio entre fallas (MTTF) o
Tiempo medio de disponibilidad = 1/λ.
∑=
= Fallas Nro
1iOiT
fallas de Númeroλ (3)
3.1.2. Tasa de reparación (µ) Es la cantidad de reparaciones de un componente del sistema en el período en el que estuvo siendo reparado. [13] Se define: Tiempo promedio de reparación (MTTR) o
Tiempo promedio de indisponibilidad = 1/µ.
TO1 TO2 TOj TOj+1
TR1 TR2 TRj TRj+1
T
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∑=
= esReparacion Nro
1iRiT
esreparacion de Númeroµ (4)
3.1.3. Frecuencia de falla (f) Es la cantidad de fallas de un componente del sistema en un período de observación (años).
Tfallas de Númerof = (5)
Los índices compuestos utilizan más de un parámetro. Dentro de ellos incluimos los siguientes índices cuyo cálculo se desarrollará en el punto siguiente [10]:
Probabilidad de perder carga en el sistema. LOLP: Loss of Load Probability. Refleja la probabilidad asociada al evento de desabastecimiento de energía en el sistema.
Esperanza de perder carga en el sistema.
LOLE: Loss of Load Expectation
Frecuencia de pérdida de carga en el sistema. LOLF: Loss of Load Frequency
Duración de pérdida de carga en el sistema. LOLD: Loss of Load Duration
Esperanza de la energía no suministrada.
EENS: Expected Energy Not Supplied. Representa el valor medio, a largo plazo, de la energía no suministrada por el sistema de generación/transmisión.
Esperanza de la Potencia no suministrada.
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EPNS: Expected Power Not Supplied. Representa el valor medio, a largo plazo, de la carga no abastecida por el sistema de generación/transmisión.
3.2. Según pérdida de carga
Los índices de probabilidad miden un riesgo, bajo cierta configuración y condiciones de carga y tiempo. Dentro de éste grupo se incluyen: LOLP, probabilidad de sobrecarga de componente, probabilidad de infringir el límite de voltaje de barra, etc. [7]
Los índices de frecuencia miden la tasa esperada de recurrencia de eventos específicos por unidad de tiempo. Se definen en éste grupo: LOLF, frecuencia de sobrecarga en componente, frecuencia de infracción del límite de voltaje en barra, frecuencia de colapso de voltaje, etc. [7]
Los índices de duración se emplean para indicar el tiempo esperado de residencia en un estado específico. Se incluyen: LOLD, duración de sobrecarga en componente, duración de infracción del límite de voltaje en barra, duración de colapso de voltaje. [7]
Los índices que indican la severidad de la falla utilizan como unidad de medida SM (System Minutes). Un System Minute equivale a la interrupción de la totalidad de la carga del sistema por un minuto en el momento de pico en un periodo de observación de un año. No representa un tiempo real de interrupción ya que la misma no ocurre necesariamente en el momento de pico de carga del sistema [10]. Los disturbios o fallas pueden agruparse en grados según su severidad como indica la siguiente tabla[9]:
60nobservació de periodo el en Sistema del pico Demanda
EENSSM ×= (6)
GRADOS: SEVERIDAD:
0 SM<1 1 1≤ SM <10 2 10≤ SM <100 3 100≤ SM <1000 4 1000≤ SM
Tabla 2: Grados de severidad del sistema.
Respecto a la energía no suministrada el más usado es el EENS.
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Evaluar el comportamiento de un sistema eléctrico en términos de su confiabilidad, o sea obtención de los índices de confiabilidad, equivale a calcular el valor esperado de una función de prueba F [6]:
a) Modelación en el espacio de los estados a.1) Técnica de enumeración de estados
( ) ( ) ( )∑∈
∗=Xx
xPxFFE (7)
Donde:
x: vector que representa el estado de cada uno de los componentes del sistema (información necesaria de generadores, transformadores y líneas de transmisión).
X: espacio de los estados; constituye el conjunto de todos los estados posibles en que se puede encontrar el Sistema.
P(x): Probabilidad asociada al estado x∈X del Sistema F(x): Función de Prueba, relacionada al estado analizado del Sistema bajo
estudio. E(F): Valor Esperado de la Función de Prueba sobre los estados del
sistema analizado.
a.2) Método de Monte Carlo no Secuencial
( ) ( )∑=
=NM
ixFNM1FE
1i (8)
Donde: NM: número de muestreo de estados afectados.
La probabilidad asociada a cada estado es ahora incorporada de manera directa, en el sorteo mismo del escenario a evaluar, a través de la distribución de probabilidades de los estados. [6]
b) Modelación cronológica
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Debido a la dependencia de la variable tiempo que adquiere el problema en estas condiciones, la función de prueba utilizada debe guardar relación con él y la expresión a evaluar en este caso difiere de la ecuación (8) reemplazando la suma en los estados por la integración en el tiempo. [6]
( ) ( ) dttFT1FE
T
0
∗= ∫ (9)
Donde:
t: Instante de tiempo analizado. T: Período de la simulación del estudio (típicamente un año u 8760
horas) F(t): Función de Prueba, relacionada al estado analizado del Sistema bajo
estudio, en el instante t. E(F): Valor Esperado de la Función de Prueba sobre los estados del
Sistema analizados. Como se desprende de esta definición la evaluación de confiabilidad se compone de las siguientes etapas [6]: 1. Selección del Estado x del Sistema dentro de X (Espacio de los Estados),
es decir, se define el escenario a evaluar en términos de disponibilidad de equipos e instalaciones y la carga a abastecer.
Métodos utilizados
para modelación en el Espacio de los Estados i) Enumeración de Estados ii) Simulación de Monte Carlo no secuencial
para modelación Cronológica Simulación de Monte Carlo Secuencial
para modelación híbrida
Simulación de Monte Carlo Seudo-Secuencial
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2. Cálculo de la Función de Prueba F(x) para el Estado seleccionado. Permite verificar si el sistema responde de manera adecuada al encontrarse en un estado x.
La función de Prueba a utilizar depende exclusivamente del índice de Confiabilidad a estimar. En el caso de estimar la probabilidad de pérdida de carga LOLP se debe utilizar la siguiente función:
1 si x es un estado con falla
F(x) = 0 si x es un estado sano
Para la frecuencia de pérdida de carga LOLF se debe utilizar la función:
∑i
iµ si x es un estado con falla
F(x) = 0 si x es un estado sano La duración de pérdida de carga LOLD se define como LOLP/LOLF Para el cálculo de la esperanza de potencia no suministrada EPNS la función de prueba adecuada es:
φ si x es un estado con falla F(x) = 0 si x es un estado sano
Donde
φ : Potencia no suministrada en el escenario asociado al estado del sistema sorteado x.
Al estimar la esperanza de pérdida de carga LOLE y la esperanza de energía no suministrada EENS basta con multiplicar los valores esperados de las funciones de prueba anteriores por el período T de estudio. E( FLOLE ) = T . E( FLOLP )
E( FEENS ) = T . E( FEPNS ) 3. Cálculo de los índices de Confiabilidad La Esperanza de la Función de Prueba se obtiene de acuerdo a las ecuaciones (7), (8) y (9).
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4. EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD EN EL MARCO REESTRUCTURADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS COMPETITIVOS
La presente documentación se basa en la tendencia competitiva que se plantea en el sector generación y el acceso abierto a las redes eléctricas de transmisión-distribución, que muchos sistemas eléctricos están analizando e implementando. En este nuevo ambiente desregulado, se ha dado paso a la descentralización de funciones y al establecimiento del libre mercado en los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). Esto ha desencadenado profundos cambios, junto al nacimiento de nuevas estructuras y organizaciones, que en definitiva han delimitado un nuevo entorno bajo el cual se deben desarrollar y operar los sistemas eléctricos, como el tratamiento del producto electricidad, tanto en su gestión técnica como económica y la regulación de los sistemas en materia de confiabilidad, en búsqueda de eficiencia y competitividad que se ha tornado en un tema primordial. [12] Los cambios producidos se han traducido en que el suministro energético ya no sea considerado un servicio sino más bien un producto, que de por sí y por razones obvias presenta características bastante específicas, de difícil manejo y gestión tanto en sus aspectos técnicos como en los económicos. [12] Los aspectos más importantes en lo referente a la regulación son:
Marco Regulatorio: impone las condiciones legales en las cuales se deben desenvolver los agentes del mercado, tanto en la generación, transmisión como en la distribución y condiciones para clientes finales. La legislación y normativa vigente tienen incidencia directa en la planificación de la operación y expansión del sistema, trazando los criterios y procedimientos para el desarrollo y funcionamiento del SEP.
Señales económicas: se hace necesaria la creación de condiciones e incentivos suficientes, para establecer las bases de un mercado eficiente en la entrega del suministro energético, capaz de abastecer la demanda y responder a su constante crecimiento. Ello claro, debe conjugarse con el establecimiento de penalizaciones, que traten de sentar el equilibrio para la entrega de un servicio adecuado. Ambas señales, tanto en el corto como en el largo plazo, resultan ser determinantes en cuanto a las características del producto, como por ejemplo el número de interrupciones, característica ligada principalmente a la calidad y suficiencia del sistema, ello de acuerdo al marco conceptual propuesto. Así también resultan ser determinantes en el nivel de inversiones, la suficiencia de las instalaciones y la confiabilidad general del sistema.
Planificación de la operación y de la expansión: generalmente la regulación relacionada a estos aspectos, contempla criterios y normas que deben ser utilizadas tanto en la operación como en el posible reforzamiento o ampliación del sistema.
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Se puede observar que ambos aspectos introducen una cantidad importante de nuevas variables y se centran en el cumplimiento de procedimientos. Al incluir obligaciones o señales para la expansión de los sistemas, se determina en gran medida la suficiencia de la red eléctrica, especialmente de las instalaciones en los tres sectores del sistema. Así también ocurre con los aspectos y criterios de operación, los que determinan la seguridad del servicio. De esta forma, resulta determinante preguntarse cuales deben ser los criterios a los que se debe encontrar sujeto el sistema, la forma en que la planificación afecta a los sectores del SEP y el impacto en el servicio energético.
a) Aspectos de la Expansión
La planificación de la expansión del sistema eléctrico es un factor que resulta trascendental en cuanto a la confiabilidad del SEP. El tener una adecuada seguridad y suficiencia, supone el mantener ciertos niveles de eficiencia, lo cual implica numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema, específicamente en cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento al mínimo costo con niveles aceptables de confiabilidad. Para efectuar la planificación se debe tener en cuenta numerosos aspectos, entre los cuales se encuentran la puesta en servicio de las distintas centrales y la disponibilidad de cada una de éstas, relacionado principalmente con la tecnología. Así también, se deben considerar otros aspectos en cuanto a los tendidos de transmisión, como el número de circuitos, los puntos de interconexión y el despliegue de subestaciones. Numerosos son los factores que afectan la confiabilidad del sistema, de origen aleatorio o no, que también deben ser considerados. Entre los fenómenos más importantes de origen aleatorio, se encuentran los siguientes:
i) Variabilidad de la demanda ii) Hidrología (para el caso de sistemas con
un porcentaje importante de generación hidráulica)
iii) Indisponibilidad de los equipos
Junto a ello se encuentran los fenómenos de origen no aleatorio: i) programas de mantenimiento ii) operación de los embalses (para el caso
de sistemas con un porcentaje importante de generación hidráulica)
iii) aspectos de la operación - reserva rotante - despacho de unidades
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El tener o mantener ciertos niveles de confiabilidad en el sistema, involucra aspectos de planificación tanto de corto como de largo plazo, tanto a nivel de generación, de transmisión, como de distribución. En el corto plazo, involucra básicamente la operación confiable del sistema, junto a la previsión de demanda por un período de tiempo. En el largo plazo, el tema de la expansión está sujeto a ciertos criterios de seguridad, minimizando costos y de tal manera el abastecer la demanda cobra vital importancia. La aplicación de criterios para cuantificar la confiabilidad, es otro de los aspectos que resulta importante en la expansión del sistema. Para los sistemas de transmisión y distribución, ésta incorpora básicamente el cumplimiento de criterios determinísticos o probabilísticos que debe cumplir el sistema en el caso de producirse una contingencia. Lo mismo sucede a nivel de generación, donde usualmente se aplican índices de confiabilidad como el LOLP.
b) Aspectos de la operación
En la operación del sistema, tanto en el corto, como en el mediano plazo, se deben tener en consideración otros aspectos como la indisponibilidad de centrales, la coordinación en el despacho por mantenimiento, mínimos técnicos, tiempos de partida, consideraciones de reserva, tanto de potencia como de energía, junto a las fallas a las cuales es susceptible el sistema; todo ello conjugado con los costos y políticas de operación del sistema. Por otra parte, se deben considerar las variables técnicas que se deben manejar en la operación diaria, como por ejemplo el control de los niveles de tensión a través de la inyección / absorción de reactivos, la regulación de frecuencia o regulación primaria a través del seguimiento de carga, la disposición de unidades para regulación, mantenimiento de distintos niveles de reserva y otros, así como también la restauración del suministro o la repartida del sistema y el diseño de esquemas de desprendimiento de carga. Estos servicios resultan fundamentales para entregar el suministro con niveles de seguridad aceptables, en la actualidad son tratados como Servicios Complementarios (o Servicios Auxiliares).
Aspectos económicos y técnicos Dado el nivel de inversiones y la búsqueda de un desarrollo económico y sustentable, se deben buscar las herramientas que permitan establecer parámetros de comparación entre los costos y beneficios que acarrea el establecer ciertos niveles de eficiencia. Desde el punto de vista netamente teórico, el situarse en el óptimo de mercado involucraría el conocer tanto el costo que tiene para las
empresas eléctricas el entregar el producto electricidad o suministro con un cierto grado de confiabilidad, como el costo que tiene para los clientes el ser suministrados con cierta falta de ésta, lo que en definitiva se traduce en conocer las funciones de utilidad para cada uno de los participantes.
La mecona msumA relanecsegvolconincAsíconcie
Costo I(C): Costo de las inversiones asociadas a la Co tos
s35
Figura 4: Costos de la confiabilidad
figura muestra que el costo de la empresa generalmente crecerá a dida que los consumidores son suministrados con mayor grado de fiabilidad. Por otra parte, el costo de los consumidores se incrementa edida que se reduce el grado de confiabilidad con el cual son inistrados.
lo anterior se le agrega la incidencia de las variables técnicas, cionadas con las características del producto tanto como por las esarias para la operación del sistema con niveles mínimos de uridad (reservas de potencia y el control de parámetros: frecuencia y
taje, etc.). Ello, en conjunto con evaluaciones del sistema en cuanto a fiabilidad, el establecimiento de índices, niveles de calidad y la
orporación de éstos a los procedimientos del sistema. , resulta importante contrastar los criterios puramente económicos aquellos más bien técnicos relacionados con el mantenimiento de
rtos niveles de confiabilidad.
Nivel Óptimo
confiabilidad
C(C): Costos asociados a la falta de confiabilidad
Confiabilidad
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5. MARCO REGULATORIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO
Al igual que muchos sistemas del mundo, Uruguay a partir del año 1997, avanza en la implantación del nuevo entorno del sistema eléctrico competitivo, con libre acceso a las redes de transmisión - distribución y, a efectos del planteamiento de guías de operación y planificación, se establece la Ley Marco Regulatorio del Sector Eléctrico (Ley Nº 16832 del 17 de junio de 1997) y el Reglamento de la Ley Marco Regulatorio del Sector Eléctrico (Decreto Nº 22/999 del 26 de enero de 1999) para las actividades de: generación, transmisión, transformación y distribución. El primer punto a destacar es la libertad de generación: las actividades de transmisión y distribución presentan carácter de servicio público mientras que la generación podrá realizarse por cualquier agente, inclusive para su comercialización total o parcial a terceros en forma regular y permanente. Dicha comercialización se realiza a través del Despacho Nacional de Cargas ajustándose a las normas del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. Para hacer posible el funcionamiento del mercado eléctrico se crean las siguientes organizaciones:
UREE: Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica, que depende directamente del Poder Ejecutivo, está dirigida por una Comisión integrada por tres miembros designados por éste. Tiene como cometidos: el control del cumplimiento de la ley del marco Regulatorio del sector eléctrico y su reglamentación; dictar reglamentos en materia de seguridad y calidad de los servicios prestados, de los materiales y de los dispositivos eléctricos a utilizar; dictar normas y procedimientos técnicos de medición y facturación de los consumos de control; y uso de medidores e interruptores y reconexión de suministros; en materia de otorgamiento de concesiones, permisos, autorizaciones relativas a actividades del sector eléctrico, así como lo relacionado al seguimiento de los convenios que celebren los agentes del mercado y en la fijación de tarifas de venta de energía eléctrica a terceros por parte de los suministradores del servicio público de electricidad así como cumplir con todas las funciones que éste le encomiende; constituir por sorteo el Tribunal Arbitral que dirimirá los conflictos que se susciten por la participación de los agentes. A tales efectos se procederá a que cada parte designe un árbitro y éstos, de común acuerdo, al tercero. No mediando este acuerdo lo designará la Unidad Reguladora de la Energía Eléctrica. Igual procederá cuando una de las partes incurra en mora de designar su árbitro..
ADME: Administración del Mercado Eléctrico, cuya función es administrar el mercado mayorista de energía eléctrica, siendo una organización pública no estatal, cuya dirección estará a cargo de un directorio de cinco miembros. El DNC será operado y administrado por la ADME de acuerdo con lo que establezca la ley y la reglamentación. Los cometidos de dicha administración son: planificar la operación del SIN y comunicarlo a los agentes del mercado para que operen sus
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instalaciones de acuerdo a ello, coordinar las interconexiones internacionales, controlar el cumplimiento de los programas de operación, coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones (indisponibilidad de la unidad generadora o equipo principal de transmisión), calcular los costos marginales de corto plazo y precios de energía y potencia aplicables al Mercado Eléctrico, calcular la energía y potencia firme de cada una de las unidades generadoras, determinar y valorizar las transferencias de energía entre los agentes del Mercado Eléctrico que se produzcan como resultado de la operación a mínimo costo del conjunto del sistema, calcular las remuneraciones por potencia transferidas, emitir facturas a cada agente comprador por cuenta y orden de los vendedores, proponer al Poder Ejecutivo las modificaciones del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico. Además deberá garantizar a los generadores interconectados al Sistema Interconectado Nacional la compra o venta de energía, cuando, como resultado de la operación a mínimo costo del conjunto del sistema, se produzcan diferencias entre sus compromisos de entrega de energía y la suma de la energía generada por sus unidades y de la energía firme comprada a otros generadores;
La industria eléctrica se someterá al control técnico y económico del Poder Ejecutivo. Por control técnico se entiende la aplicación de las normas técnicas sobre calidad del servicio; mientras que por control económico se entiende la aplicación de las normas sobre regulación de los precios de los servicios que prestan. Los agentes del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica deberán entregar al Ministerio de Industria, Energía y Minería, a la UREE y a la ADME la información estadística de explotación que estos organismos determinen, para los análisis tarifarios que sea preciso efectuar. Las tarifas serán fijadas por el Poder Ejecutivo. Cuando los agentes consideren que los precios no reflejan cabalmente sus costos o que no cumplen con criterios establecidos en la reglamentación, podrán reclamar la modificación de la tarifa o compensación debido a diferencias ante la UREE. Serán agentes del mercado mayorista de energía eléctrica los generadores, distribuidores y grandes consumidores (potencia contratada ≥ 0.5 MW, tensión ≥30kV, factor de potencia > 0,92 por decreto 257/001 del 05/07/2001). La tarifa de los usuarios del servicio de distribución será un precio regulado compuesto por los costos de la compra de energía, los cargos por el uso de la red de transporte y la remuneración que percibe el distribuidor por su actividad (VADE). El Valor Agregado de Distribución Estándar es el costo en el que incurriría una empresa eficiente de referencia por brindar el servicio más una utilidad razonable. Aquellos que efectúen retiros o inyecciones de energía en un nodo del SIN en las redes de transmisión y subtransmisión deberán pagar el uso del sistema de transporte de energía eléctrica a su propietario. Se divide el SIN en etapas para el cálculo de los peajes que pagarán los usuarios del sistema de transporte.
38
Los usuarios pagarán un peaje mínimo que cubre los costos de administración, operación y mantenimiento de la red de transporte. Además los agentes que la utilicen, pagarán los cargos asociados a cada etapa en proporción al grado de uso que haga de las mismas. Cada agente tendrá definida una potencia representativa para cada etapa que utilice.
39
6. DESPACHO NACIONAL DE CARGAS (DNC) Las principales funciones del DNC son supervisar y controlar el sistema de generación y el de transmisión (500 kV y parte de 150 kV), coordinar con otros despachos nacionales la operación de las interconexiones internacionales, coordinar y programar el despacho económico y los intercambios energéticos, controlar las crecidas en los lagos de las centrales hidráulicas del Río Negro, coordinar con los Centros de Atención Zonal (CAZ) la operación de la red. Se entiende como CAZ a todos aquellos centros de control de la Gerencia Transmisión de UTE. Así mismo se define Centro Regional de Transmisión (CRT) como la división administrativa de la Gerencia Transmisión de UTE según áreas geográficas. La ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Uruguayo estableció la creación de la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), siendo uno de sus cometidos operar y administrar el DNC, pero al no haber sido aun reglamentada en su totalidad, el DNC continúa siendo operado por UTE. Las actividades del DNC pueden ser diferenciadas por su alcance temporal, en actividades de programación con alcance de varias semanas y las actividades de operación con alcance máximo de algunas horas. Conjuntamente con UTE la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande (CTMSG, empresa binacional dependiente de los estados de Uruguay y Argentina) participa en el sistema eléctrico nacional, explotando la central hidroeléctrica de Salto Grande y el sistema de transmisión asociado.
Figura 5: Sistema Interconectado Nacional.
40
El sistema uruguayo no solo se encuentra fuertemente vinculado al sistema argentino a través del sistema de CTMSG, sino que también se vincula a Brasil mediante una Conversora de frecuencia (del tipo HVDC con una capacidad máxima de transferencia de 70 MW) que interconecta al SEP uruguayo con el sistema brasileño de la región sur (Rivera-Livramento). El sistema de CTMSG conecta las interconexiones internacionales de Argentina y Uruguay con la central Salto Grande mediante un cuadrilátero en Extra Alta Tensión (EAT) (con una capacidad de transferencia del orden de los 2000 MW). Tanto el sistema argentino como el uruguayo se conectan a CTMSG mediante dos líneas en EAT y dos en alta tensión (AT) cada uno. Esto constituye un vínculo muy fuerte, especialmente notorio para el sistema uruguayo, dada la incidencia que puede tener tales recursos de transmisión en comparación con su demanda. Se ha acordado con el Despacho Argentino que dada la enorme diferencia de tamaños entre los dos sistemas (del orden de 1 a 10), sea el sistema argentino quien se encargue de la regulación secundaria de frecuencia del sistema interconectado argentino - uruguayo. El despacho uruguayo generalmente se limita a mantener su interconexión dentro de los valores programados, dándose pocas excepciones a éste acuerdo. La interconexión con Brasil se realiza a través de líneas de 150 kV del lado uruguayo y 260 kV del lado brasilero, necesitándose convertir la frecuencia de 50 Hz a 60 Hz. para lograrlo. La interconexión internacional con Argentina permite la importación y/o exportación de valores muy importantes de potencia. A nivel de las actividades de programación se elaboran los planes para los días siguientes a partir de la información histórica y diversos recursos informáticos. Las actividades de control del sistema deben ser inspiradas en consideraciones de economía (minimización de los costos totales de operación), calidad de servicio (operación del sistema manteniendo tensión y frecuencia de los consumidores dentro de rangos admitidos, análisis con el criterio n-1 para el sistema de generación/transmisión, etc.). Estas dos aspiraciones resultan evidentemente contradictorias, debiéndose llegar a un compromiso entre ellas. Para la operación de la generación se dispone de un programa para el día en curso, el cual fuera elaborado el día anterior. El operador debe seguir dicho programa emitiendo a las centrales las consignas de generación allí previstas. Simultáneamente debe evaluar en qué medida sigue siendo aplicable el programa de generación, para lo cual, verifica en cada instante la demanda del sistema, la disponibilidad de unidades generadoras, los niveles de los embalses y los acuerdos de intercambios internacionales. La existencia de pequeños desvíos en estas variables motivará medidas de ajuste que deberá decidir el operador. En caso de ocurrir desvíos mayores, el operador solicitará la elaboración de un nuevo programa de generación para el día en curso. Los operadores cuentan con guardias de respaldo, realizadas por ingenieros de UTE y que pueden ser consultados en temas específicos: operación, programación, computación, comunicaciones, teleproceso (Scada). Las principales herramientas disponibles para el operador a los efectos de cumplir con estos cometidos son: el sistema telefónico de comunicación operativa, el cual le permite comunicarse con todas las centrales, con CTMSG, con el Despacho Nacional Argentino (DNCA), con el operador nacional del sistema
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brasileño (ONS) y con el operador regional del sistema sur de Brasil (Despacho de Florianópolis); el sistema de información en tiempo real SCADA, que brinda información de variables eléctricas de cada una de las centrales e interconexión y algunos programas de aplicación fuera de línea. El sistema SCADA permite realizar telecomandos y envíos de consignas. Se ha implementado los telecomandos de todos los interruptores de los cuales se recibe su posición. Se dispone también de telecomandos de seccionadores de EAT aunque estos no son utilizados. Por último, se dispone de telecomandos de los cambiadores de puntos de los transformadores (bajo carga) de EAT/AT (Montevideo A de 500/150 kV, Montevideo B de 500/150 kV, Montevideo I de 500/150 kV, San Carlos de 500/150 kV) y Montevideo J de 150/30 kV. En la subestación existe para cada elemento de maniobra telecomandable una llave que permite seleccionar el comando desde la subestación o desde el DNC en forma excluyente. Las llaves están normalmente en la posición que permite el comando desde el DNC. La operación del sistema de transmisión implica varios aspectos: control de magnitudes eléctricas dentro de rangos admitidos, adopción de la configuración del sistema, coordinación de las indisponibilidades programadas y restauración del servicio en caso de desconexiones forzadas. La configuración a adoptar normalmente es elegida de forma de maximizar la seguridad de la red atendiendo al criterio de confiabilidad N-1. Pero en algunos casos, existen restricciones que impiden adoptar la configuración más conveniente. La más obvia es la ocurrencia de indisponibilidades que obligan a dejar fuera de servicio algún equipo del sistema. La necesidad de realizar tareas de mantenimiento en ausencia de tensión obliga a coordinar la desenergización de estos equipos, realizar las maniobras respectivas y garantizar que éstas condiciones se mantendrán hasta que el trabajo sea terminado. Esto implica tanto actividades de programación como de operación. Se dispone para estos fines de una base de datos en el Sistema de Gestión de Explotación (SGE), el GIE ó Gestión de Incidencias de Explotación, donde se registran y consultan los pedidos de trabajo, trabajos programados y los trabajos en ejecución. La acción de entregar un equipo para su trabajo queda formalizada por la generación de un número clave conocido sólo por el personal participante de las maniobras, el cual funciona como contraseña al devolver el equipo.
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7. INDICES USADOS POR EL CLIENTE El DNC cuenta con una herramienta de Control de Gestión llamada GIE, Gestión de Incidencias de la Explotación, en la cual se lleva un registro de índices referidos a la explotación del sistema eléctrico. Hay que tener en cuenta que este sistema solo lleva registros de la parte del sistema eléctrico correspondiente a la empresa estatal UTE, lo que implica que el resto del sistema uruguayo (sistema de Salto Grande) no está contemplado hasta la fecha. En un futuro se piensa abarcar todo el sistema eléctrico de potencia uruguayo. El GIE lleva registro de todas las incidencias del SEP de UTE, tanto programadas como intempestivas. También se hacen algunos cálculos de índices sobre un registro histórico de datos que se detallan a continuación:
Estadística de cortes producidos por Centro de Control, CRT u Origen Estadísticas de incidencias. Índices de disponibilidades de generación y transmisión. Índices de fallas y desconexiones programadas de:
Unidades generadoras Transformadores Líneas de transmisión
Índices a Nivel del Sistema (CIER). Dentro de cada índice la información puede ser clasificada, en la mayoría de los casos, por los siguientes datos:
Posición funcional Causa Tipo de Incidencia Centro de Control División Administrativa Con corte o Sin corte Período de tiempo (Meses)
7.1. TERMINOLOGÍA UTILIZADA Centro de control: Centros de control en los cuales esta dividido el SEP de UTE. CRT: Centros Regionales de Transmisión. División Administrativa: CRTs o Centrales.
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DIS: Empresa o centro de control de Distribución. Origen: Instalación que provocó el corte (líneas, subestaciones, etc.). Período: Meses, rango de meses o anual. Instalación: Instalación de alguna subestación. Tipo de incidencia y causa: Se pueden clasificar en:
1. Incidencias Programadas TCT: ya sean ITM (Información técnica de mantenimiento) o NO ITM y que fueron trabajos CON tensión.
2. Incidencias Programadas TST: ya sean ITM o NO ITM y que fueron trabajos SIN tensión.
3. Trabajos Urgentes: aquel trabajo que no se puede programar más allá de las 48 horas a partir de su detección.
4. Incidencias Intempestivas: incidencias no programadas, marcadas como intempestivas.
5. Reconexiones: automáticas y manuales Corte: Dada una Subestación con salidas a Distribución, se define como UN Corte a Distribución a cada conjunto de interrupciones de suministro de energía en las distintas salidas que presente continuidad en el tiempo. Ejemplo:
Figura 6: Definición de corte. Potencia instalada: se obtiene a partir de una tabla que contiene el histórico mensual de la potencia instalada para cada una de las posiciones funcionales (posición dentro de un árbol que agrupa todas las instalaciones de la empresa UTE) desde la raíz hasta las instalaciones. HDS: Cantidad de Horas Disponibles en Servicio HDR: Cantidad de Horas Disponibles en Reserva
Tiempo
Salida 1
Salida 2
Salida 3
Salida 4
Corte 1 Corte 2
Interrupciones de salidas a DIS
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HDSin: Cantidad de Horas Disponibles en que un generador puede funcionar como síncrono HDTot: HDS + HDR + HDSin = Cantidad de Horas Disponibles Totales HP: Cantidad de Horas del Período P: Potencia de la central o unidad generadora. L: Longitud de la línea HIP: Cantidad de Horas Indisponibles Programadas HIF: Cantidad de Horas Indisponibles Forzadas HICA: Cantidad de Horas Indisponibles por Causa Ajena CIP: Cantidad de Indisponibilidades Programadas CIF: Cantidad de Indisponibilidades Forzadas (Cantidad de Fallas) HITot: Cantidad de Horas Indisponibles Totales TMRP: Tiempo Medio de Reparación Programada TMRF: Tiempo Medio de Reparación Forzada
7.2. Estadística de Cortes Producidos por Centro de Control, CRT u Origen
Se cuenta con datos de cortes producidos en cada una de las subestaciones, agrupado y sumado a nivel de tensión y a nivel de Transmisión. Se calculan los siguientes índices:
Cortes Programados, Forzados y Total Los cortes programados, serán la cantidad de cortes producidos por incidencias:
• programadas, • incidencias de media tensión programadas, • causas ajenas producidas por incidencias programadas • maniobras sin OT (Orden de Trabajo).
Los cortes forzados, será la cantidad de cortes producidos por incidencias:
• no programadas, • reconexiones, • incidencias de media tensión no programadas • causas ajenas originado por incidencias no
programadas. El Total de Cortes es la suma de los cortes programados más los forzados.
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Energía: Total de energía interrumpida en los cortes. La misma será calculada como la sumatoria del producto de la potencia cortada por la duración de cada corte. Se asume una potencia constante en el tiempo de la duración del corte igual a la que se estaba suministrando en el momento del mismo.
∑=
=sCant.Corte
1i)Duración(i * Cortada(i) Pot. Cortada Energía (10)
Duración Ponderada. (h): Duración media de interrupción de los cortes producidos ponderada por potencia, expresada en horas y calculada como:
∑
∑
=
== sCant.Corte
1i
sCant.Corte
1i
Cortada(i) Pot.
)Duración(i * Cortada(i) Pot. Pond. Duración (11)
Potencia Pond. (MVA): Potencia media interrumpida de los cortes
producidos ponderada por tiempo, expresada en MVA y calculada como:
∑
∑
=
== sCant.Corte
1i
sCant.Corte
1i
)Duración(i
)Duración(i * Cortada(i) Pot. Pond. Potencia (12)
Potencia 40-63: Cantidad de cortes cuya potencia interrumpida se
encuentra en el rango de 40 a 63 MVA. Potencia > 63: Cantidad de cortes cuya potencia interrumpida es mayor
a 63 MVA. Tiempo > 15': Cantidad de cortes cuya duración es superior a 15
minutos. Tiempo > 3h: Cantidad de cortes cuya duración es superior a 3 horas. Potencia Instalada: Es la potencia instalada de transformación para el
criterio seleccionado.: Centro de Control, CRT u Origen. Potencia Media Cortada: Corresponde a la sumatoria de las potencias
cortadas dividido la cantidad de cortes en el periodo considerado. Potencia Media Entregada: Es la sumatoria de la energía entregada a
distribución en el ámbito seleccionado dividido el período de tiempo. Generalmente se utiliza para dar una idea de cuanta potencia promedialmente se está entregando a Distribución por cada subestación.
TIEPI (min.): Tiempo de interrupción equivalente a la potencia instalada, expresado en minutos y calculado como:
46
( ) ( )
instalada Potencia
iDuracioniaPot.CortadTIEPI
sCant.Corte
1i∑=
×= (13)
TIEPE (min.): Tiempo de interrupción equivalente a la potencia entregada a distribución, expresado en minutos y calculado como:
( ) ( )
DIS a Entregada Potencia
iDuracioniaPot.CortadTIEPE
sCant.Corte
1i∑=
×= (14)
FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES: Expresa el número medio de interrupciones originadas en el periodo considerado, calculado como:
instalada Potencia
Cortada(i) Pot. Fi
sCant.Corte
1i∑== (15)
7.3. Estadística de Incidencias Se tienen estadísticas de incidencias por Centro de Control o División Administrativa. Se calculan los siguientes índices: Cantidad y vida media de:
• Incidencias Programadas TCT • Incidencias Programadas TST • Trabajos Urgentes • Incidencias Intempestivas • Reconexiones
7.4. Disponibilidades de Generación y Transmisión Se cuenta con índices de disponibilidad de las unidades generadoras, transformadores y líneas de alta tensión. Se presentan desde un máximo nivel de agrupación (Total Generación, Total Transmisión), hasta el nivel de mayor detalle que son las instalaciones en sí. Se calculan los siguientes índices:
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Indisponibilidad: Indisponibilidades, calculadas según las fórmulas que se detallan a continuación, desglosando las indisponibilidades programadas que se realizaron dentro del período de licencia (período otorgado por el operador del sistema eléctrico al responsable del equipo) de las que lo hicieron fuera, las indisponibilidades forzadas y por causas ajenas.
Disponibilidad: Disponibilidades, calculadas según las fórmulas que se detallan a continuación, desglosando las disponibilidades en servicio, reserva y para el caso de generación la disponibilidad de la unidad generadora para funcionar como generador síncrono. Conceptualmente indica la probabilidad, en el período mensual, en que en un cierto momento el equipamiento/función esté operando/siendo desempeñado satisfactoriamente o apto para operar/ser desempeñada.
oestadistic periodo del horas de Nºoestadistic periodo el en disponble horas de Total NºDISP = (16)
A continuación se describe en detalle el proceso de cálculo para cada uno de los índices de esta clase, con su nivel de agregación.
Fórmula de cálculo de los índices Se recorre el histórico de situaciones y se suma el total de HDS, HDR, HIP, HICA, etc., para calcular el porcentaje se divide las horas de disponibilidad por el total de horas en producción del elemento del sistema a considerar en el período.
Para unidades generadoras y centrales:
100PHP
PHDSHDS(X) N
1iii
N
1iii
××
×=
∑
∑
=
= (17)
Para líneas y niveles de tensión de líneas:
100LHP
LHDSHDS(X) N
1iii
N
1iii
××
×=
∑
∑
=
= (18)
Para transformadores, niveles de tensión de transformadores y subestaciones:
48
100HP
HDSHDS(X) N
1ii
N
1ii
×=
∑
∑
=
= (19)
Ídem para HDR, HDSin, HIP, HIF y HICA en todos lo casos considerados.
7.5. Índices de Fallas y Desconexiones Programadas de Generación, Transformadores y Líneas de Transmisión
Se calculan tasas y tiempos medios de desconexión (programadas y de fallas) de:
• Unidades de Generación. • Transformadores • Líneas de Transmisión
Se presentan desde un máximo nivel de agrupación:
• Total Generación • Total Transmisión • Circuitos (líneas y Cables)
hasta el nivel de mayor detalle que son:
• unidades generadoras • transformadores • líneas de transmisión
Se calculan los siguientes índices:
Horas Servicio: Cantidad de horas en servicio que estuvo la instalación en el periodo seleccionado. Para los niveles superiores de desagregación se suman las horas en servicio de cada una de las instalaciones que lo componen.
Cant. Indisponibilidades: Cantidades de indisponibilidades programadas y forzadas que tuvo cada instalación en el período seleccionado.
Horas de Indisponibilidades: Horas de indisponibilidad programada y forzada que tuvo cada instalación en el período.
Tasa de Fallas: Conceptualmente el índice refleja la probabilidad de que el equipamiento/función pueda presentar una falla, en el período estadístico y corresponde a la siguiente fórmula:
49
tiempo de Unidad sverificado tosequipamien de Nºperiodo el en sverificada fallas de NºTAXA
×= (20)
Se observa que en el caso de considerar un solo equipamiento, éste índice difiere de la tasa de falla vista en el punto 3.1.1., debido a que considera el tiempo total ( tiempo operativo más tiempo no operativo) y no el tiempo en el que el componente estuvo operativo. Debido a esto éste índice corresponde a la definición dada para la frecuencia de falla, vista en el punto 3.1.3.
Tasa de Desconexión programada: Es el mismo criterio que las fallas pero para trabajos programados. En lugar de número de fallas, se consideran las salidas del equipamiento por razones de mantenimiento programado.
Tiempo Medio de Reparación y Fallas: Indica el tiempo medio de reparación de la función y se calcula de la siguiente manera:
periodo el en sverificada fallas de Nºrealizada ser de dejo funcion la que horas de TotalTMRF = (21)
Se observa que éste índice es igual al MTTR, visto en el punto 3.1.2.
Tiempo medio de Desconexiones Programadas: Indica el tiempo medio de los trabajos programados.
Largo: referente a la línea, es el largo en Km. de instalación en el período seleccionado. Para los niveles superiores de agregación se suman los largos de las líneas que lo componen.
Reconexiones: Cantidades de reconexiones Automáticas y Manuales. Tasa de Reconexiones: Tasas de reconexiones Automáticas y
Manuales. Fórmula de cálculo de los índices Se recorre el histórico de situaciones, y se acumula donde corresponda.
( )
( )8760
XHDS
XCIF(X) Fallas de Tasa N
1i
N
1i ×=
∑
∑
=
= (22)
50
( )
( )8760
XHDS
XCIP(X) sprogramada nesdesconexio de Tasa N
1i
N
1i ×=
∑
∑
=
= (23)
( )
( )8760
XCIF
XHIF(X) Falla por Reparacion de Medio Tiempo N
1i
N
1i ×=
∑
∑
=
= (24)
( )
( )8760
XCIP
XHIP(X) Programada Reparacion de Medio Tiempo N
1i
N
1i ×=
∑
∑
=
= (25)
Donde X corresponde a unidad generadora, central, líneas o transformadores
7.6. Índices a Nivel de Sistema Se muestran los índices a nivel de sistema y se agrupan por Unidad Administrativa de Transmisión. Se calculan los siguientes índices:
Potencia Interrumpida: Sumatoria de las potencias interrumpidas (potencias declaradas en los Cortes a Distribución) en el período seleccionado.
Energía Interrumpida: Monto estimado de energía no atendida en el período de observación. Es calculada con base de la potencia interrumpida, multiplicada por la respectiva duración.
( ) duracion final consumidor al daInterrumpi PotenciaENESn
1ii×= ∑
= (26)
Potencia Máx. a Distribución: Potencia máxima entregada a
Distribución en el período de estudio, a nivel de sistema. Este dato se extrae:
i) del valor de los contadores de energía ubicados en las fronteras con Distribución
ii) de la máxima potencia de la curva de carga del sistema (Balance Energético, Curva de Cargas de Potencias entregadas al Sistema) para cada día del período en estudio.
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FREC: Corresponde al número de veces en que la demanda máxima es interrumpida en el período de observación. Permite identificar los sistemas de potencia o partes del mismo cuya configuración resulta más confiables para el consumidor final (Distribución).
( )
periodo el en verificada maxima Demanda
daInterrumpi PotenciaFREC
n
1ii∑
==
(27)
DREQ: Corresponde al Tiempo equivalente de interrupción de demanda
máxima verificada en el período. Permite identificar los sistemas de potencia o partes del mismo cuya configuración resulta más confiables para el consumidor final (Distribución).
( )
periodo el en verificada maxima Demanda
duracion final consumidor al daInterrumpi PotenciaDREQ
n
1ii∑
=
×=
(28)
Pérdidas: En estos campos se muestra el valor en MWH y en % con
respecto a la energía suministrada a distribución, de las pérdidas en la red de Transmisión. La fórmula de cálculo conceptualmente es la siguiente:
comprada Energia generada EnergiaInterno Consumo dasuministra Energia - 1IPTR
++
=
(29)
52
8. MEDIDAS TOMADAS POR EL CLIENTE PARA ASEGURAR LA CONFIABILIDAD DEL SEP URUGUAYO
8.1. Regulación de voltaje Los operadores del SEP, aseguran la calidad y la confiabilidad del suministro a los clientes por medio del mantenimiento de las tensiones de barra dentro de límites permisibles. Cualquier cambio en la configuración del sistema o en la demanda puede resultar en cambios de tensión. Esta situación puede ser mejorada y optimizada por el operador mediante la redistribución de los recursos de reactiva del sistema. Las variables de control del sistema con que cuenta el DNC para regular voltaje son: CER: Compensador estático de reactiva. Reactores en la subestación Montevideo B 500 kV. Reactores en la subestación Palmar 500 kV Reactiva de las maquinas generadoras (Central Batlle, Terra, Baygorria, Palmar, Central Térmica de Respaldo 1 y 2, y Salto Grande). Puntos de los transformadores de 500 kV (transformadores de Montevideo A 500 kV, Montevideo B 500 kV, Montevideo I 1 500 kV, Montevideo I 2 500 kV, San Carlos 500 kV). Central Salto Grande e Interconexión (potencia reactiva de interconexión). Estas variables de control tienen rangos fijos de operación. Cualquier cambio en estas variables, modifican los niveles de tensión y las perdidas del sistema. Aparecen restricciones en los rangos de tensión para las diferentes estaciones separadas en Montevideo y resto del sistema (Anexo A). Dentro de las estaciones de Montevideo solamente la subestación H de 150 kV, no posee regulación de tensión bajo carga, por lo que al especificar los rangos en general, estos quedan más acotados que si se establecieran rangos, para cada estación. Además la subestación J de 150 kV presenta limitaciones en cuanto a la tensión que puede soportar en 30 kV en función de la corriente que fluye por los transformadores de carga. Se hará una distinción entre Montevideo y el resto del sistema a los efectos de establecer criterios utilizados para los niveles de tensión. Esto se debe fundamentalmente a que los criterios para Montevideo deben ser más estrictos que en el resto del país como consecuencia de tener:
Transformadores 150/30 kV sin regulación bajo carga en Montevideo H. Distancias cortas entre subestaciones.
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Circuitos o subestaciones radiales con cargas importantes, alimentados radialmente de Montevideo, como una parte del sistema Oeste-Sur, Las Piedras, Pando, y el circuito Este, en tanto no entre en servicio la línea Montevideo I- San Carlos 500 kV.
Por otra parte actualmente existen en Montevideo mejores medios de regulación de tensión que posibilitan un control más ajustado, como el CER y los generadores de la Tablada o Central Térmica de Respaldo (CTR) actuando como síncronos. A futuro, la regulación de tensión en Montevideo será una de las mayores exigencias del sistema, teniendo en cuenta que seguirá siendo el principal centro de cargas, y que en régimen hidráulico es necesario poder soportar, con tensiones admisibles, la perdida de una de las líneas de 500 kV Palmar-Montevideo. Por estas razones es de esperar que Montevideo continúe disponiendo de importantes elementos de regulación que habrá que incorporar al sistema, especialmente, banco de condensadores. En el resto del sistema la situación es bastante diferente ya que existen radiales de gran longitud cuyas puntas de línea trabajan con tensiones altas en los mínimos de carga y tensiones bajas en las horas de máxima carga, variaciones compensadas por transformadores con regulación bajo carga de gran amplitud. Se distinguirán también entre condiciones normales de operación y contingencias. En Montevideo la tensión de consigna en condiciones normales de operación varía de acuerdo a los siguientes valores:
a. Demanda del sistema menor o igual a 750 MW Tensión en MA150 igual a 153 kV.
b. Demanda del sistema mayor a 750 MW: Tensión en MA150 igual a 156 kV
Estos valores corresponden a la tensión normal, es entre un 2% y un 4% de la nominal (150 kV), debido a las razones antes expuestas.
8.2. Sobrecarga de equipos Para condiciones operativas normales, en régimen permanente y sin contingencias, se admite que en condiciones de máxima carga del sistema, pueden aparecer sobrecargas en equipamientos no superiores al 5 %. El sistema de transmisión deberá poder soportar contingencias únicas sin que ninguna de éstas origine la salida de servicio en cascada, en régimen estático, de otros equipamientos de transporte de potencia (criterio N-1). Por esto se entiende que no se admitirán configuraciones en el que la indisponibilidad de un equipo origine sobre tensiones o apartamientos de la tensión de otros equipos de tal magnitud que se encuentren en la zona de actuación de las protecciones de los mismos. Por más detalle consultar el Anexo B.
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8.3. Interdisparo de cargas El sistema eléctrico uruguayo cuenta con un sistema de Desconexión Automática de Carga (Interdisparo de carga) para el caso de salidas de los transformadores de 500 kV de Montevideo así como también por la salida de las líneas Palmar – Montevideo (doble contingencia). La carga a disparar depende de la demanda total del sistema, las condiciones meteorológicas y del tipo de generación en servicio. El cálculo de la misma se hace por un programa implementado en el sistema Scada del DNC. Por más detalle consultar el Anexo C.
8.4. Regulación secundaria de frecuencia en el sistema interconectado uruguayo-argentino
Desde el año 1979, con la puesta en operación de la central binacional de Salto Grande se opera en forma interconectada ambos sistemas. Previo a esto en el sistema uruguayo se realizaba la regulación de frecuencia en forma tanto manual como automática (se hacía dejando el estatismo en 0 %). El sistema interconectado entonces comprende a Argentina y a Uruguay. En la actualidad también existe interconexión con Brasil pero es de menor importancia y se usa para exportar. Argentina es en tamaño unas 10 veces superior a Uruguay. El pico de potencia anual de Argentina se sitúa en 10.5 GWh y el uruguayo en 1.2 GWh. El sistema argentino ha adoptado una estructura mayoritariamente radial. El sistema uruguayo al igual que el argentino posee los grandes centros de generación lejos del lugar de concentración de mayor carga. En Argentina la generación, debido a lo mencionado anteriormente, está limitada por la red de transmisión. Esto limita la distribución de la reserva de regulación. El sistema uruguayo es mayoritariamente hidráulico y su mayor aporte de generación proviene de la central binacional de Salto Grande. Actualmente la asignación del control de la frecuencia la realiza CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.), empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista Argentino (MEM). El sistema, se puede decir, se opera a través de 2 áreas definidas políticamente que son ambos países. Se hace un único control secundario de la frecuencia (una sola central realiza esta operación) y adicional a esto Uruguay controla la potencia de interconexión con Argentina. Para apartamientos superiores a 30 MW respecto de lo programado el despacho uruguayo se lo comunica a CAMMESA y a Salto Grande en caso de que ésta regule frecuencia. Las centrales que en general participan de la regulación secundaria son:
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CENTRAL TIPO Nro. MÁQ. POT/MÁQ. (MW)
Salto Grande hidráulica 14 135 Piedra del Águila hidráulica 4 350 Alicurá hidráulica 4 250 Chocón hidráulica 6 215 P. Banderita hidráulica 2 225
Tabla 3: Centrales Argentinas que participan en la regulación secundaria de frecuencia.
En general, salvo casos de muy alta o baja disponibilidad, se le asigna la regulación secundaria de frecuencia a la represa binacional de Salto Grande. La central de Salto Grande no tiene restricciones de transmisión con los grandes centros de carga mientras que las restantes se encuentran en la zona del Comahue (sur de Argentina) y poseen restricciones de transmisión. También la central de Salto Grande tiene un mínimo técnico bajo (65 MW por máquina) mientras que por ejemplo el mínimo técnico de las máquinas de Piedra del Águila es 210 MW. Cuando regula frecuencia secundaria Salto Grande Uruguay, pese a ser en tamaño 10 veces inferior a Argentina, participa en un 50 % en la regulación de frecuencia (desgaste de máquinas, vida útil etc.). No existe una remuneración por el servicio de la regulación secundaria en el sistema uruguayo ni en el argentino. En Argentina las unidades que regulan se ven favorecidas a través del cargo por potencia, el cual remunera la potencia rotante. El margen de regulación que se deja en el sistema, en general, varía entre 150 MW a 250 MW. Este se determina en la programación estacional de MEM Argentina realizado por CAMMESA y se da como un porcentaje de la potencia del pico (es del orden del 2.5 %). Para la regulación de frecuencia secundaria realizada por Salto Grande se distinguen dos casos:
a) Uruguay debe hacer una compra a Salto Grande superior al óptimo económico. Esto se da sobre todo en horas de valle y cuando la disponibilidad de Salto Grande es baja. En estos casos se opera con Salto Grande regulando frecuencia con 3 a 4 máquinas siendo la compra uruguaya de 70 MW (desplaza generación más barata) y la compra argentina del orden de 180 MW. b) Uruguay debe comprar a Salto Grande una compra inferior a la óptima económica. Esto generalmente se da en los picos con buena disponibilidad de energía en Salto Grande o en condiciones de máxima hidraulicidad en Salto
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y la demanda sea superior o igual a la cuota parte uruguaya de Salto Grande. En estos casos Uruguay deja 50 MW de margen que son despachados en otra central (más cara) y Argentina deja aprox. entre 100 a 200 MW dependiendo de la demanda.
Por más detalle consultar el Anexo D.
8.5. Disparo por subfrecuencia El SEP de Uruguay esta interconectado con el SEP de Argentina. Esto hace que se comparta el disparo de carga por subfrecuencia, generalmente asociado a la salida de un generador. Las frecuencias se clasifican según ciertas etapas y en cada una de estas se tiene un disparo de carga por accionamiento de relés de subfrecuencia, éstos en las primeras etapas actúan sobre radiales de distribución y en las etapas más avanzadas actúan sobre líneas de 150 kV. Por más detalle consultar el Anexo E.
8.6. Configuraciones del sistema por potencia de cortocircuito
En las subestaciones del subsistema de Montevideo existen diferentes tipos de interruptores con un amplio rango de poder de corte. Esto hace que la potencia de cortocircuito en las subestaciones este limitado por el mínimo poder de corte de dichos interruptores. Con la variación de la demanda así como por regulación de voltaje es necesario a veces entrar en servicio unidades generadoras que aumentan la potencia de cortocircuito lo que implica que se deban adoptar ciertas configuraciones (apertura de canalizaciones, etc.) en el sistema para llevar el mismo a una configuración válida desde el punto de vista de potencia de cortocircuito. Estas configuraciones algunas veces entran en conflicto con criterios de confiabilidad como ser el criterio N-1, por lo que se debe establecer un compromiso entre los dos criterios.
8.7. Criterios de mantenimiento Para llevar a cabo el mantenimiento de los componentes del sistema el DNC decide entre uno de los siguientes criterios: N-1, N-2, costo, demanda, hidraulicidad, etc. Los criterios generales de mantenimientos utilizados por el cliente se encuentran en el Anexo F.
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9. PROPUESTA DEL PROYECTO Esta propuesta se centra en el apoyo a la operación del sistema eléctrico uruguayo desde el punto de vista de la confiabilidad, colocando a la seguridad del SEP en primer plano, lo que lleva a clasificar al mismo en estados de operación según el grado en que son satisfechas las restricciones de adecuación, seguridad y economía: normal, alerta, emergencia, extrema emergencia, restauración, despacho no económico, corte de carga controlada e interrupción de carga local (como fue visto al principio, Figura 1) La naturaleza aleatoria de los fenómenos que afectan la evaluación cuantitativa de la confiabilidad en el SEP uruguayo, nos lleva a una propuesta de reemplazo del criterio determinístico N-1 aplicado por la gerencia de sector DNC de UTE, por un criterio probabilístico con la ventaja de darle al operador una herramienta que lo independice de su experiencia. El criterio probabilístico escogido es la Simulación de Monte Carlo debido a que el sistema de transmisión uruguayo tiene un tamaño considerablemente grande lo que implica un gran esfuerzo computacional como para aplicar el Método de Enumeración de Estados. Para nuestro objetivo no es necesario estudiar la evolución del sistema en el tiempo lo que lleva a elegir Monte Carlo no secuencial. También se obtendrá el diagrama de flujo para el cálculo de los índices que permitan determinar el grado de confiabilidad del sistema y el costo esperado de energía no suministrada, así como el costo real de falla o el costo de generación forzada, en caso de que se opte por alguna de estas medidas correctivas. Los índices a calcular serán:
El índice EENS que da como resultado la esperanza de la energía no suministrada la que multiplicada por un costo determinado daría como resultado un costo esperado de falla en el sistema, es de vital importancia al tomar decisiones en la planificación de un SEP competitivo.
El índice SM brinda una idea de la magnitud de falla del sistema. Métodos de cálculo de las probabilidades de permanencia en dichos
estados Debido a que no esta contemplado en el alcance de este proyecto se deja, por parte del cliente, el desarrollo de los siguientes ítems:
Procedimientos de operación para superar estados no controlados y ocurrencias de emergencias inminentes.
Procedimientos que rigen para los intercambios de potencia en cada uno de los estados mencionados.
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Procedimientos para llevar el sistema a un estado mas confiable. Procedimientos restaurativos y correctivos teniendo en cuenta los límites
de voltajes, térmicos y problemas de estabilidad.
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10. MODELADO DEL SIN
10.1. Introducción El Sistema Interconectado Nacional presenta una configuración mixta, tanto radial como mallada, en los sistemas de 150 y 500 kV; concentrándose el 75% de la demanda en el sur del país. La disposición geográfica de unidades generadoras, líneas de transmisión e interconexiones es la indicada en la figura.
Figura 7: Sistema eléctrico Uruguayo
El sistema posee una potencia instalada de 2065 MW, observando que la demanda máxima en el año 2000 fue de 1463 MW y en el 2001 de 1459 MW.
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El SIN está compuesto por 7 unidades de generación térmica (3 plantas), 17 unidades de generación hidráulica (4 plantas), 93 líneas de transmisión, 18 cables subterráneos, 8 transformadores de 500/150 kV y 76 transformadores de carga de la red de transmisión (150/30 kV). Para realizar estudios de confiabilidad en un SEP, es necesario definir el estado de cada uno de los componentes del mismo (generadores, transformadores, líneas y cables de transmisión). A efectos de identificar los estados del sistema y calcular los índices de confiabilidad se correrán flujos de carga AC para determinar el módulo y el ángulo de fase de las tensiones en cada barra y las potencias activa y reactiva en cada línea para una demanda dada. En éste estudio se realizarán las siguientes simplificaciones:
Se considerarán solamente los componentes eléctricos de EAT y AT tomando como límite los interruptores de alta de los transformadores de carga de 150/30 kV.
Las unidades de generación se encuentran completamente disponibles o bien en condición de absoluta indisponibilidad. Trabajos previos en confiabilidad han empleado tanto la presente como otras alternativas de modelación entre ellas la del tipo multiestado, modelación que hace factible contemplar la posibilidad de contar con unidades de reserva en frío, reserva en caliente y de disponibilidad solamente parcial.
A pesar de tener varias configuraciones para una estación: barras simples, barras dobles, interruptor y medio, barra principal y barra auxiliar ,consideraremos como nodo del sistema a cada estación tanto de 150 como 500 kV, por considerar la configuración de la misma con una sola barra.
En éste modelo se sustituirá el sistema eléctrico Argentino y Brasilero por medio de un equivalente eléctrico: una barra que contiene una unidad generadora equivalente y una carga equivalente.
Figura 8: Modelo equivalente para el sistema eléctrico Argentino
Figura 9: Modelo equivalente para el sistema eléctrico Brasilero
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10.2. Modelado de los estados de los componentes Los sistemas considerados para los estudios de confiabilidad son normalmente discretos en el espacio de estados y continuos en el tiempo. Las técnicas de Markov se aplican a sistemas que pueden ser descriptos como procesos de Markov estacionarios, es decir, aquellos en que la probabilidad condicional de falla o reparación durante cualquier intervalo de tiempo fijo es constante. Esto implica que las características de falla y reparación de los componentes están asociadas a distribuciones exponenciales negativas.[10] Se considera un sistema reparable de un solo componente, con tasas de falla y reparación constantes, es decir, caracterizadas por la distribución exponencial. El diagrama de transición de estados para este sistema es el siguiente[10]:
Figura 10: Diagrama de transición de estados Sean:
P0(t) la Probabilidad de que el componente esté en el estado 0 ( en servicio ) en el instante t
P1(t) la Probabilidad de que el componente esté en el estado 1 (fuera de servicio ) en el instante t
λ = Tasa de fallas = ∑=
fallas nº
fallas nº
10
iiT
= MTTF
1 (30)
µ λ
En Servicio
Fuera de Servicio
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µ = Tasa de reparación = ∑=
esreparacion nº
1i
esreparacion nº
riT =
MTTR1 (31)
Figura 11: Diagrama de tiempos asociados al cálculo de los índices básicos.
T0j: tiempo en que el componente del sistema está en servicio Trj: tiempo en que el componente está fuera de servicio El estado fuera de servicio encierra:
Componentes en reserva Componentes en mantenimiento (corte programado) Componente fuera de servicio por corte intempestivo
De lo ya mencionado se deduce que las funciones de densidad de los estados en servicio y fuera de servicio presentan la siguiente forma[10]:
f0(t) = λe-λt (32)
f1(t) = µe-µt (33) Se comienza el estudio considerando un intervalo de tiempo incremental dt, lo suficientemente pequeño como para que la probabilidad de que ocurran dos o más eventos en dicho intervalo sea despreciable [10]. La probabilidad de estar en el estado cero en el instante t+dt puede calcularse a partir de[10]: P0(t+dt) = P(estar en servicio en t y no fallar en dt) +
TO1 TO2 TOj TOj+1
TR1 TR2 TRj TRj+1
T
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P(estar fuera de servicio en t y ser reparado en dt) (34)
P0(t+dt)= P0(t)(1 - λdt) + P1(t)(µdt) (35) Por lo tanto:
)()()()(P0 tPtPdt
tPdtt10
0 µλ +−=−+ (36)
)()()()()(P0 tPtPdt
tdPdt
tPdtt dt10
000 µλ +−= →−+ → (37)
Un resultado similar se obtiene para P1(t):
)()()( tPtPdt
tdP10
1 µλ −= (38)
Lo que constituye un sistema de dos ecuaciones diferenciales lineales de dos funciones incógnitas. Resolviendo el mismo se obtienen las siguientes soluciones para P0(t) y P1(t)[10]:
[ ])()()()(
00 100 PPetPt
µλµλµλ
µ µλ
−+
++
=+−
(39)
[ ])()()()(
00 011 PPetPt
λµµλµλ
λ µλ
−+
++
=+−
(40)
En la práctica, el estado más probable en el cual el sistema comience será el estado cero,
⇒ P0(0) = 1 (41) P1(0) = 0 (42) Estas condiciones iniciales conducen a las expresiones ultimas de P0(t) y P1(t):
µλλ
µλµ µλ
++
+=
+− tetP)(
)(0 (43)
µλλ
µλλ µλ
+−
+=
+− tetP)(
1 )( (44)
Las probabilidades P0(t) y P1(t) son las probabilidades de encontrar al sistema en los estados en servicio y fuera de servicio respectivamente como función de un instante de tiempo determinado[10].
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Para el caso de un componente reparable, las probabilidades de estado límite o de régimen pueden evaluarse de las ecuaciones anteriores haciendo t → ∞
P0 = P0 ( ∞ ) = µλ
µ+
(45)
P1 = P1 ( ∞ ) = µλ
λ+
(46)
De la expresión general de P0(t) y P1(t) puede verse que la expresión para las probabilidades límites es completamente independiente de las condiciones iniciales de las que partió el sistema[10]. Se puede encontrar una relación entre P0 , P1 y los índices MTTF y MTTR :
MTTRMTTFMTTFP+
=0 (47)
MTTRMTTFMTTRP
+=1 (48)
10.3. Modelado de los componentes para flujo de carga AC La metodología se basará en la siguiente hipótesis: El estudio de confiabilidad desde el punto de vista de adecuación y seguridad nos lleva a considerar la variación de voltaje en las barras de la red. Para compensar dicha variación debemos tener en cuenta la potencia reactiva lo que nos induce a utilizar un flujo de carga AC.
10.3.1. Generador
Figura 12: Modelo de generador.
Potencia activa constante con capacidad de control (limitado) de voltaje del primario (P constante, V constante)
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10.3.2. Transformador
Xt→∞
Figura 13: Modelo de transformador.
10.3.3. Líneas de transmisión
Figura 14: Modelo de línea de transmisión.
10.3.4. Carga
Figura 15: Modelo de carga.
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10.4. Modelado de la demanda del sistema La demanda a la que se va enfrentando el sistema se puede definir en términos de su valor total y el intervalo de tiempo en que se encuentra presente dicha demanda de potencia. Se debe proporcionar adicionalmente un conjunto de valores de distribución porcentual de la demanda total del sistema sobre cada uno de los nodos de carga considerados, porcentaje que se considerará constante a lo largo del tiempo, es decir las cargas nodales se asumen distribuidas de manera conformante. Este supuesto se basa en tres motivos:
La distribución conformante de cargas significa un menor esfuerzo en términos del procesamiento de la información de demandas.
Dicha distribución no significa gran distorsión respecto de la distribución real.
Existe una gran restricción para la recolección e ingreso de la información relativa a las cargas reales, distribuidas tanto espacial como temporalmente.
Por otra parte no existe inconveniente para definir la demanda de manera horaria a lo largo de todo el horizonte de análisis, pero manteniendo sí la conformancia de la misma en el ámbito espacial.
10.4.1. Demanda total del sistema La demanda total del sistema se obtuvo de planillas de cálculo proporcionadas por nuestro cliente. Estas planillas tienen el siguiente formato:
Figura 16: Formato usado por el cliente para la demanda total del SIN. La información proporcionada se encuentra desnormalizada, término usado en base de datos para referirse a la información ordenada según criterios que nos
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son los normales: uso de gran cantidad de campos o columnas. Se decidió normalizar la información, presentando la misma con los siguientes campos: Fecha, Hora, Demanda. Para lograr esto se utilizo una herramienta de Microsoft Excel llamada Tablas Dinámicas.
Figura 17: Formato normalizado para la demanda total del SIN. De esta forma se recolecto información de la demanda total del SIN desde el año 1997 hasta el año 2001. Las curvas de carga horarias correspondientes a los años 2000 y 2001 se presentan en forma grafica a modo de ejemplo:
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Figura 18: Demanda total del SIN para el año 2000 en paso horario.
Figura 19: Demanda total del SIN para el año 2001 en paso horario.
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10.4.2. Demanda de cada nodo del SIN Como se mencionó anteriormente se procedió a modelar la carga en cada nodo del sistema (potencia activa y reactiva consumida) con una distribución porcentual de la demanda total del SIN (potencia activa consumida en el SIN). La recolección de la información de cargas de cada nodo del SIN tuvo las siguientes características:
En el DNC se cuenta con una base de datos Oracle con información horaria sobre cargas (potencia activa y reactiva) de los nodos del sistema que están bajo su área de control.
La información sobre cargas de los restantes nodos se encuentra en
archivos de texto en un servidor de la Gerencia Transmisión (datos correspondientes a los CAZ: de Cuatro Bocas, de Treinta y Tres, de Maldonado, de Montevideo y de Rodríguez). Se tiene un archivo de texto para cada día del año en los cuales la información esta ordenada de forma horaria.
REPORTE DE MEDIDAS - PERIODO 1 hora Fecha : 20010101 VARIABLE Mínimo Promedio Máximo Q Muest Período ----------------------------------------------------------------------- MVMVH030TR1I 440.00 454.45 471.67 140 60 00:00:00 MVMVH030TR1I 408.89 418.38 440.00 140 60 01:00:00 MVMVH030TR1I 378.33 396.53 408.89 140 60 02:00:00 MVMVH030TR1I 340.00 359.50 378.33 140 60 03:00:00 MVMVH030TR1I 299.44 317.51 340.00 140 60 04:00:00 MVMVH030TR1I 276.67 287.04 299.44 140 60 05:00:00 MVMVH030TR1I 229.44 253.29 277.22 140 60 06:00:00 MVMVH030TR1I 218.89 221.76 229.44 140 60 07:00:00 MVMVH030TR1I 217.78 219.86 222.22 140 60 08:00:00 MVMVH030TR1I 221.11 230.23 239.44 140 60 09:00:00 MVMVH030TR1I 238.33 250.51 261.67 140 60 10:00:00 MVMVH030TR1I 261.67 272.31 285.00 140 60 11:00:00 MVMVH030TR1I 285.00 294.67 302.22 140 60 12:00:00 MVMVH030TR1I 302.22 306.20 310.56 140 60 13:00:00 MVMVH030TR1I 295.56 302.22 306.67 140 60 14:00:00 MVMVH030TR1I 286.11 290.65 296.67 140 60 15:00:00 MVMVH030TR1I 280.56 283.84 286.11 140 60 16:00:00 MVMVH030TR1I 278.89 281.20 282.78 140 60 17:00:00 MVMVH030TR1I 278.89 283.29 289.44 140 60 18:00:00 MVMVH030TR1I 289.44 294.86 301.67 140 60 19:00:00 MVMVH030TR1I 301.11 317.12 335.56 140 60 20:00:00 MVMVH030TR1I 335.56 412.49 456.11 140 60 21:00:00 MVMVH030TR1I 456.11 463.43 467.22 140 60 22:00:00 MVMVH030TR1I 452.22 461.76 469.44 140 60 23:00:00 MVMVH030TR1P 22.50 23.31 24.20 140 60 00:00:00
Figura 20: Formato usado por los CAZ.
Para poder procesar la información se decidió usar Microsoft Excel importando los 365 archivos de texto correspondientes al año 2001. Debido a la gran cantidad de archivos a procesar (365 archivos por cada CAZ o sea 365 x 5 = 1825 archivos) se programó la importación automática de los datos en Visual
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Basic For Application de Excel. Las subrutinas utilizadas se detallan a continuación:
Sub Levanta(arch) ChDir "C:\ \Datos Caz\MDEO" Workbooks.OpenText Filename:= _ "C:\ \Datos Caz\MDEO\" & arch, Origin _ :=932, StartRow:=5, DataType:=xlFixedWidth, FieldInfo:=Array(Array(0, 1), _ Array(14, 1), Array(28, 1), Array(40, 1), Array(52, 1), Array(56, 1), Array(64, 1), Array( _ 77, 1), Array(88, 1), Array(99, 1)), TrailingMinusNumbers:=True End Sub
Figura 21: Rutina Levanta. Esta subrutina abre el archivo de texto a Excel y lo importa en determinado formato para obtener los datos en columnas. Sub Arregladatos(arch) On Error GoTo errores Dim fech As Date Windows(arch).Activate Columns("B:B").Select Application.CutCopyMode = False Selection.Insert Shift:=xlToRight Columns("A:A").EntireColumn.AutoFit Range("B1").Select fech = CDate(Format(Mid(arch, 7, 2) & "/" & Mid(arch, 5, 2) & "/" & Mid(arch, 1, 4), "dd/mm/yy")) ActiveCell = fech Range("B1").Select Selection.Copy Range("C1").Select Selection.End(xlDown).Select Selection.Offset(0, -1).Select Range(Selection, Selection.End(xlUp)).Select ActiveSheet.Paste Application.CutCopyMode = False Selection.End(xlUp).Select Columns("H:H").Select Selection.Cut Columns("C:C").Select Selection.Insert Shift:=xlToRight Columns("G:J").Select Selection.Delete Shift:=xlToLeft Columns("A:A").Select Selection.Cut Columns("D:D").Select Selection.Insert Shift:=xlToRight Columns("D:D").Select Selection.Delete Shift:=xlToLeft Columns("E:E").Select Selection.Delete Shift:=xlToLeft Range("A1").Select Rows("1:1").Select Selection.Insert Shift:=xlDown Windows("Datos CAZ.xls").Activate Range("A1:D1").Copy Windows(arch).Activate Range("A1").Select ActiveSheet.Paste Application.CutCopyMode = False Selection.AutoFilter Selection.AutoFilter Field:=3, Criteria1:="=*TR*", Operator:=xlAnd, _ Criteria2:="=*P" Selection.Offset(1, 0).Select Range(Selection, Selection.End(xlToRight)).Select Range(Selection, Selection.End(xlDown)).Select
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Selection.Copy Windows("Datos CAZ.xls").Activate ActiveSheet.Paste Application.CutCopyMode = False Selection.End(xlToRight).Select Selection.Offset(0, 1).Select Windows(arch).Activate Selection.AutoFilter Field:=3, Criteria1:="=*TR*", Operator:=xlAnd, _ Criteria2:="=*Q" Selection.Offset(1, 0).Select Range(Selection, Selection.End(xlToRight)).Select Range(Selection, Selection.End(xlDown)).Select Selection.Copy Windows("Datos CAZ.xls").Activate ActiveSheet.Paste Application.CutCopyMode = False Selection.End(xlToLeft).Select Selection.End(xlDown).Select Selection.Offset(1, 0).Select Windows(arch).Close False Windows("Levanta datos.xls").Activate Exit Sub errores: Windows(arch).Close False End Sub
Figura 22: Rutina Arregladatos. Esta subrutina ordena los datos y selecciona solo aquellos que corresponden a cargas de nodos. Además pasa esos datos procesados a una planilla en la cual están los históricos de los demás días. Sub Trae() On Error Resume Next For i = 1 To 12 For j = 1 To 31 arch1 = "2001" & Format(i, "00") & Format(j, "00") & ".1h" Levanta arch1 Arregladatos arch1 Next j Next i End Sub
Figura 23: Rutina Trae. Esta es la subrutina principal que se encarga de formar el nombre de cada archivo de texto recorriendo todos los días del año, invoca la subrutina Levanta y luego invoca la subrutina Arregladatos. Con la información obtenida se proceden a calcular los índices porcentuales de carga de cada nodo. Se estudió en primera instancia la subestación Montevideo A con datos del año 2001 a la hora 0.
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La variación de los índices porcentuales de carga (tanto para la potencia activa como para la reactiva) a lo largo del año presenta grandes variaciones por lo que se intento aproximar dichos índices por medio de curvas polinómicas de grado 3. P(T) = -0.00000000129*T^3 + 0.000000698*T^2 - 0.00008*T + 0.0163 (49) Q(T) = -0.00000000041*T^3 + 0.000000291*T^2 - 0.00005*T + 0.0063 (50) Donde : P(T): índice porcentual para la potencia activa a la hora cero el día T. Q(T): índice porcentual para la potencia reactiva a la hora cero el día T. T: número correspondiente al día del año.
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Figura 24: Aproximación polinómica de los índices porcentuales.
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Debido a las siguientes dificultades:
Falta de datos de algunas estaciones Imposibilidad de lograr un ajuste perfecto en las curvas polinómicas vistas,
puesto que involucran un gran número de decimales. La gran cantidad de información a procesar: 2 curvas x 24 horas x Nro. de
nodos del sistema Se decidió simplificar el cálculo de estos índices porcentuales tomando el promedio de esos valores a lo largo de todas las horas del año en estudio.
10.5. Modelado de los estados del sistema Como se mencionó en la introducción, el SEP puede ser clasificado en varios estados de operación en términos del grado en que las restricciones de adecuación y seguridad son satisfechas.
Figura 25: Clasificación simplificada de los estados del sistema. Las posibles transiciones de estado serán originadas por:
Contingencias intempestivas Variaciones del estado de carga (debido a variaciones en la demanda o
generación) Aperturas o cierres programados de componentes del sistema
Normal (Adecuado, seguro, económico)
Alerta (No seguro)
Restauración
Emergencia (No seguro)
Extrema Emergencia
(Corte de carga
Interrupción de carga local
(No adecuado)
Sistema sin control Sistema controlado
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La evaluación del posible estado del sistema se realizará controlando los valores eléctricos de los componentes de la red. Consideraremos dos tipos de límites para éste control en nuestro estudio: 1- Límites de operación: son los valores límites de valores eléctricos de los componentes de la red hasta los cuales pueden llegar sin perjudicar su funcionalidad. 2- Límites de corte de carga: son los valores límites con los cuales se configuran las protecciones de la red. Generalmente superar dichos valores provoca pérdida de carga.
10.6. Simplificaciones realizadas al SIN Se realizaron recortes de parte de la red eléctrica que no afectan significativamente los resultados esperados (menor tiempo de cálculo y por falta de datos).
a. La parte de 110 kv (Nueva Palmira, Conchillas), la consideramos como carga desde Mercedes.
b. No consideramos la barra Caz 4 bocas y tomamos la carga de él en
Salto 150.
c. Se quitan las barras de Progreso, se toma la línea Durazno-Progreso como Durazno- MON A150 y la línea Florida – Progreso como Florida –Montevideo A 150.
d. Se quita la barra SCR, se toma la línea Rocha-San Carlos en lugar de SCR- San Carlos.
e. Se quitan las barras SCM1 y SCM2, en lugar de la línea SCM1-
Maldonado se toma San Carlos – Maldonado y en lugar de la línea SCM2 – Maldonado se toma San Carlos – Maldonado.
f. Se quita la barra PSC, en lugar de la línea PSC – PDAZ se toma San Carlos – Pan de azucar.
g. Se quita la barra Cante, se toma la línea Maldonado – Punta del Este en
lugar de Maldonado –Cante y Cante – Punta del Este.
h. Se quita la barra I-SY y se toma en su lugar Solymar . Se toma la línea Solymar- Mon A 150 con las mismas características de la línea MonI150 – Solymar.
i. Se quita la barra MonD150. Se toma la línea MonC150 – Mon E150
como MonD150 – Mon E150 y MonC150 – MonD150.
76
j. Eliminamos la barra Montevideo G entre Montevideo J y Montevideo F, se toma la línea MontevideoJ - MontevideoF en lugar de la línea MontevideoF – MontevideoG y MontevideoG – MontevideoJ.
k. Se elimina la barra PBELA150, se toma en su lugar ACORR150.
l. Se elimina la barra FYBE_T31, se toma en su lugar FYBEN150.
m. La carga de Argentina se considera en Colonia Elia 500.
n. No se considera la conversora Rivera – Livramento y Brasil se supone
con carga nula , por lo que no está considerado en éste archivo.
10.7. Unifilar del SIN según las simplificaciones realizadas
Figura 26: Unifilar simplificado del SIN.
77
11. BASE DE DATOS
11.1. Introducción Se desarrolló una base de datos en Microsoft Access, la cual se completó con datos existentes hasta fines del año 2001, no teniendo en cuenta las modificaciones de la red posteriores a dicha fecha. Dichos datos provienen de diferentes fuentes: SCADA de los CAZ y del DNC.
11.2. Tabla: Estado_carga Esta tabla contiene información sobre los estados de carga del sistema. Cada registro contiene: carga o generación (activa y reactiva) en determinada fecha y hora correspondiente a cada nodo. Consta de los siguientes campos:
Campo Descripción IDestado Identificación única del registro
IDEstacion Identifica la barra o nodo del sistema Tipo Indica si es una carga (L) o generación (G)
Fecha Fecha Hora Hora Activa Potencia activa de la carga o generador
Reactiva Potencia reactiva de la carga o generador
Tabla 4: Tabla Estado_carga.
11.3. Tabla: Estaciones Esta tabla contiene información sobre las estaciones o nodos del sistema. Cada registro contiene: nombre de cada estación, sus límites de voltajes así como los porcentajes de carga correspondientes a la demanda total del sistema. Consta de los siguientes campos:
Campo Descripción Idest Identificación única del registro
Nombre Nombre de la barra o estación
78
KVNom Voltaje nominal de la barra MinVOpeNorm Mínimo voltaje admisible en operación normal MaxVOpeNorm Máximo voltaje admisible en operación normal MinVOpeEmerg Mínimo voltaje admisible en operación emergencia MaxVOpeEmerg Máximo voltaje admisible en operación emergencia
%DemActiva Porcentaje de la carga activa sobre la DEM del SIN %DemReactiva Porcentaje de la carga reactiva sobre la DEM del SIN
Tabla 5: Tabla Estaciones.
11.4. Tabla: Generadores Esta tabla contiene información sobre las unidades generadoras del sistema. Cada registro contiene: nombre de cada unidad, central a la que pertenece, combustible usado por la misma, limites de potencia, parámetros eléctricos y tasas de disponibilidades. Consta de los siguientes campos: Campo Descripción
Idest Identificación única del registro Estación Estación MARCA Marca NROUNI Nro. de unidades KVNOM Voltaje Nominal (KV) VELNOM Velocidad nominal (rpm) GRUPO Grupo TIPO Tipo SNOM S Nominal (MVA) PNOM P Nominal (MW) QMIN Q minima ( para P= mínima técnica ) (MVAR) QMAX Q máxima ( para P= mínima técnica ) (MVAR) R_ARM Ra (resistencia de armadura), medida por fase a 75ºC (ohm) XD Xd (reactancia síncrona directa) (pu) XQ Xq (reactancia síncrona en cuadratura) (pu) XDPRIM X'd (reactancia transitoria directa) (pu) XQPRIM X'q (reactancia transitoria en cuadratura) (pu) XP Xp (reactancia de Potier) (pu) TDPRIM T'd (cte. de tiempo transitoria en el eje d) (seg.) TQPRIM T'q (cte. de tiempo transitoria en el eje q) (seg.) TDSEG T''d (cte. de tiempo subtransitoria en el eje d) (seg.) TQSEG T''q (cte. de tiempo subtransitoria en el eje q) (seg.) TDPRIM0 T'do (cte. de tiempo transitoria en el eje d / circuito abierto), Gen. más Trafo (seg.) TQPRIM0 T'qo (cte. de tiempo transitoria en el eje q / circuito abierto) (seg.) X2 X2 (reatancia de secuencia inversa) (pu) X0 Xo (reactancia homopolar) (pu) XDSEG X''d (reactancia subtransitoria directa) (pu)
79
XQSEG X''q (reactancia subtransitoria en cuadratura) (pu) TQSEG0 T''qo (cte. de tiempo subtransitoria en el eje q / circuito abierto) (seg.)
TDSEG0 T''do (cte. de tiempo subtransitoria en el eje d / circuito abierto), Gen. más Trafo (seg.)
RCC RCC (relacion de corto-circuito) MOM_INERC Momento de inercia del ac generador (ton.m2) MOM_MIN Mínimo momento de inercia de la combinacion turbina-ac generador (ton.m2) H H (cte. de inercia del ac generador) (KW.s/KVA) CTE_INERC Constante de inercia de la combinacion turbina-ac generador (KW.s/KVA) ZN Zn(impedancia de puesta a tierra) (ohm) RF Rf (resistencia del bobinado inductor), medida a 75ºC (ohm) EXCI Tipo de sistema de excitación AMORT Arrollamineto amortiguador (si,no) P_MIN_TEC Potencia Mínima Técnica (MW) P_MAX_TEC Potencia Máxima Técnica (MW) POT_BASE Potencia Base ((MVA)) MTTF Tiempo promedio entre fallas (horas) MTTR Tiempo promedio de reparación (horas) TSFO Tasa de salida de servicio forzada
Tabla 6: Tabla Generadores.
11.5. Tabla: Circuitos Esta tabla contiene información sobre las líneas y cables del sistema. Cada registro contiene: identificación de las barras a las que está conectada la línea o cable, voltaje nominal, longitud, parámetros eléctricos, límites de potencia y tasas de disponibilidades. Consta de los siguientes campos:
Campo Descripción IDCirc Identificación única del registro DESC DESCRIPCION (UNIDAD.) BARRAINI Nombre de la barra inicial BARRAFIN Nombre de la barra final KVNOM Tensión Nominal (kV) LONG Longitud total (km) NROTERNAS Número de ternas (1:simple, 2:doble). R Resist. por fase a 20 gC,1 ter. e/s (OHM/km) X React. por fase a 20 gC,1 ter. e/s (OHM/km) B Susceptancia por fase a 20 gC,1 ter. e/s (uMHO/km) R0 Resist. de secuencia cero para 1 ter. e/s (OHM/km) X0 React.de secuencia cero para 1 ter. e/s (OHM/km) B0 Suscep. de sec. cero para una sola ter. e/s (uMHO/km) TIPO Tipo de conductor. CAPTERM_A Capacidad térmica de conducción(Ta=30ºC Tc=55ºC) (A) CAPTERM_MVA Capacidad térmica de conducción(Ta=30ºC Tc=55ºC) (MVA)
SOB120 Sobrec. Adm. 120 min (Ta=30ºC Ti=55ºC Tc=75ºC) (Corriente Inicial: 80% In) (A)
SOB60 Sobrec. Adm. 60 min (Ta=30ºC Ti=55ºC Tc=75ºC) (Corriente Inicial: 80% In) (A)SOB15 Sobrec. Adm. 15 min (Ta=30ºC Ti=55ºC Tc=75ºC) (Corriente Inicial: 80% In) (A)
80
IMP_CAR Impedancia característica. (OHM) POT_CAR Potencia característica. (MVA) IMP_BASE Impedancia base. 100 MVA (OHM) R_PU Resist. por fase a 20 gC. (P.U.) X_PU React. por fase a 20 gC. (P.U.) B_TOT Susceptancia total a 20 gC. (MVAR) R0_PU Resist. de secuencia cero. (P.U.) X0_PU React.de secuencia cero. (P.U.) B0_PU Suscep. de sec. cero. (MVAR) MTTF Tiempo promedio entre fallas (horas) MTTR Tiempo promedio de reparación (horas) TSFO Tasa de salida de servicio forzada
Tabla 7: Tabla Circuitos.
11.6. Tabla: Transformadores. Esta tabla contiene información sobre los transformadores del sistema. Cada registro contiene: identificación de las barras a las que está conectado el transformador, voltaje nominal de cada fase, parámetros eléctricos, límites de potencia y tasas de disponibilidades. Consta de los siguientes campos:
Campo Descripción ID IDENTIFICACION UNICA DEL REGISTRO SUBESTACION SUBESTACION MARCA MARCA MODELO MODELO NROSERIE NUMERO DE SERIE ELEM_PARALELO Nº DE ELEMENTOS EN PARALELO PAT TRAFO/AUTOTRAFO/TRAFO DE PUESTA A TIERRA TRIFOBANCO TRIFASICO/BANCO NROARROL Nº DE ARROLLAMIENTOS GRUPOCONEX GRUPO DE CONEXION KVNOM_P TENSION NOMINAL (KV fase-fase) P KVNOM_S TENSION NOMINAL (KV fase-fase) S KVNOM_T TENSION NOMINAL (KV fase-fase) T POTNOM_P POTENCIA NOMINAL (MVA trifasica) P POTNOM_S POTENCIA NOMINAL (MVA trifasica) S POTNOM_T POTENCIA NOMINAL (MVA trifasica) T NEUTRO_A_TIE_P NEUTRO A TIERRA/ R(OHM) P NEUTRO_A_TIE_S NEUTRO A TIERRA/ R(OHM) S NEUTRO_A_TIE_T NEUTRO A TIERRA/ R(OHM) T RES_P S RESISTENCIA DIRECTA (PU 100 MVA) P-S RES_P T RESISTENCIA DIRECTA (PU 100 MVA) P-T RES_S T RESISTENCIA DIRECTA (PU 100 MVA) S-T REAC_P S REACTANCIA DIRECTA (PU 100 MVA) P-S REAC_P T REACTANCIA DIRECTA (PU 100 MVA) P-T REAC_S T REACTANCIA DIRECTA (PU 100 MVA) S-T
81
RES0_P S RESISTENCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) P-S RES0_P T RESISTENCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) P-T RES0_S T RESISTENCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) S-T REAC0_P S REACTANCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) P-S REAC0_P T REACTANCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) P-T REAC0_S T REACTANCIA HOMOPOLAR (PU 100 MVA) S-T REGUL REGULACION (1:BAJO CARGA 2:VACIO 3:NO HAY) TOPES UBICACION DE LOS TOPES TOPES_P Nº DE TOPES P TOPES_S Nº DE TOPES S KVPASO_P TENSION POR PASO (KV) P KVPASO_S TENSION POR PASO (KV) S MAXKV_P TENSION MAXIMA (KV) P MAXKV_S TENSION MAXIMA (KV) S MINKV_P TENSION MINIMA (KV) P MINKV_S TENSION MINIMA (KV) S PERD_VACIO PERDIDAS DE VACIO (KW trifasicos) G0 CONDUCTANCIA DE VACIO Go (PU 100MVA) B0 SUCEPTANCIA DE VACIO -Bo (PU 100MVA) RES_CC_P RESISTENCIA DE CONTINUA (OHM) P RES_CC_S RESISTENCIA DE CONTINUA (OHM) S RES_CC_T RESISTENCIA DE CONTINUA (OHM) T EV%KV1 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 1 EV%KV2 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 2 EV%KV3 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 3 EV%KV4 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 4 EV%KV5 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 5 EV%KV6 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 6 EV%KV7 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 7 EV%KV8 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 8 EV%KV9 ENSAYO DE VACIO - TENSION (%) 9 EV%I1 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 1 EV%I2 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 2 EV%I3 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 3 EV%I4 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 4 EV%I5 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 5 EV%I6 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 6 EV%I7 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 7 EV%I8 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 8 EV%I9 ENSAYO DE VACIO - TCORRIENTE ( %) 9
KVBASEEV TENSION BASE DEL ENSAYO DE VACIO (KV fase-fase)
IBASEEV CORRIENTE BASE DEL ENSAYO DE VACIO (A de fase)
MTTF Tiempo promedio entre fallas (horas) MTTR Tiempo promedio de reparación (horas) TSFO Tasa de salida de servicio forzada
Tabla 8: Tabla Transformadores.
82
12. METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CONFIABILIDAD Evaluar la confiabilidad del SEP equivale a ubicar el sistema en el estado de operación (identificación del estado) y calcular los índices de confiabilidad del mismo.
12.1. Identificación del estado Consiste en ubicar al sistema en el estado de operación según el grado en el que son satisfechas las restricciones de adecuación y seguridad. Se utilizará el programa Flucar (flujo de carga) para verificar la violación de límites operativos y de protección de los componentes de la red. Se generó un archivo Excel que contiene todos los componentes del sistema eléctrico generación/transmisión con sus respectivos parámetros (entre los que se encuentran los límites de operación y protección) como base para generar los archivos de entrada al programa Flucar mencionado.
12.2. Cálculo de los índices de confiabilidad Las etapas para evaluar índices de confiabilidad son las siguientes [6]:
1.Sorteo del estado X del sistema: debido a que el proceso de simulación utilizado está basado en un algoritmo Monte Carlo No Secuencial, el estado de los equipos se define de manera independiente de la historia del sistema. Para determinar la condición en que se encuentra cada unidad en particular, se efectúa la generación de una instancia u* correspondiente a una variable aleatoria u, uniformemente distribuida entre 0 y 1 (u ∼U(0,1)); por lo que tendremos un vector de números aleatorios (de tantas posiciones como componentes tenga el sistema). El algoritmo de generación se detalla a continuación:
),.mod( ** mczaz KK += −1 (51) K = 1,2,3,……. n
mzu K
K
** =
semillaz =*0
donde: mod: corresponde a la función “resto de la división entera”
83
:*Kz valor de la K-ésima instancia generada de la variable
aleatoria z ∼ U(0,1)
:*0z valor inicial de la variable aleatoria z ∼ U(0,1) (
semilla de la secuencia pseudo-aleatoria)
:*Ku valor de la K-ésima instancia generada de la variable
aleatoria u ∼ U(0,1) a,c,m: parámetros de la secuencia de generación de números pseudo-aleatorios n: número máximo de componentes del sistema
Es claro que los valores que puede tomar la variable *Kz así definida
corresponde a los enteros que se incluyen en el intervalo cerrado entre 0 y m-1 ([0,m-1]). Por consiguiente, la variable *
Ku solo puede tomar los valores 0, 1/m, 2/m, … (m-1)/m, lo que requiere que el número m sea lo suficientemente grande como para realizar un adecuado barrido del intervalo. Adicionalmente, para que el algoritmo genere una cadena de período completo, se debe cumplir las tres siguientes condiciones:
o los números m y c deben ser primos relativos o cualquier número primo q divisor de m debe ser divisor de
(a-1), y o si 4 es divisor de m, entonces 4 debe ser divisor de (a-1).
Considerando el cumplimiento de las condiciones anteriores, tres números que las satisfacen son los siguientes:
a=314.159.269, c=453.806.245 y m=2.147.483.648
Para cada una de las componentes del sistema con el valor medio del tiempo entre fallas (MTTF) y el valor medio del tiempo de reparación (MTTR) se estimó una tasa de salida de servicio forzada (TSFO), que corresponde a la probabilidad de indisponibilidad de dicha componente en el largo plazo, tal como se expresa en la siguiente ecuación:
MTTRMTTFMTTRTSFO
+= (52)
Considerando tales valores, el estado de una componente, ya sea una unidad de generación, una línea de transmisión o un transformador de poder, queda determinado según la ecuación:
84
=ix 1 si ui* > TSFOi ( fuera de servicio )
0 si ui*< TSFOi ( en servicio )
donde: xi : estado de la i-ésima componente del sistema
u*i : valor del i-ésimo elemento de la instancia generada para la
variable aleatoria u∼U(0,1)
2.Cálculo de la función de prueba F(X) para el estado sorteado. Como se menciona en las etapas anteriores de este proyecto, las Funciones de Prueba utilizadas dependen directa y exclusivamente de los índices de confiabilidad que se desee estimar. En ésta etapa se efectúa la evaluación del comportamiento del sistema en el estado x revisando, bajo las condiciones dadas y las restricciones derivadas de ello, el abastecimiento o desprendimiento de la carga conectada. Para el cálculo de la esperanza de potencia no suministrada EPNS la función de prueba correspondiente es la indicada a continuación:
φ si x es un estado con falla F(x)=
0 si x es un estado sano Donde:
φ : Potencia no suministrada en el escenario asociado al estado del sistema sorteado x.
3. Cálculo de los índices mediante el recálculo de la esperanza de la función de prueba E(F(X)):
( ) ( )∑=
=NM
ixFNM1FE
1i (53)
donde NM: número de muestreo de estados efectuados
o Al estimar EENS basta multiplicar E( FEPNS ) por el período T de estudio (típicamente un año, 8760 horas):
E( FEENS ) = T . E( FEPNS ) (54)
85
o 60Ten Sistema del pico Demanda
EENSSM ×=
(55)
4. Variación de las condiciones de término: en esta etapa se evalúa la calidad del resultado obtenido y se resuelve si se debe continuar o no la simulación. El proceso se detiene una vez que se ha cumplido una de las siguientes dos condiciones:
o Evaluación del número máximo de muestreos permitidos NMM = 2 n o
o Si cumpliéndose que NM ≤ NMM, se alcanza un error aceptable para la variable F. Dicho error puede ser obtenido de la ecuación:
β = )(
)(
FENMFV
(56)
Donde: β: Coeficiente de variación de la variable F, medida del error en su determinación (5%)[6] NM: Número de muestreos efectuados V(F): Varianza de la función de prueba E(F): Valor esperado de la función de prueba
86
13. DESCRIPCION DE LOS ALGORITMOS
Para alcanzar los objetivos propuestos, se desarrollarán dos algoritmos independientes. El primero identifica el estado actual del sistema y calcula la probabilidad de permanencia en dicho estado, y en el segundo se calculan los índices de confiabilidad del sistema propuestos.
13.1. Identificación del estado Se generan dos archivos de entrada de datos al flujo de carga Flucar: FLUCAROP.DAT (con límites de operación internacionalmente aceptados y normas de operación del DNC), FLUCARPR.DAT (con límites de protección al igual que operación). Se corre el Flucar: con el archivo de entrada de datos FLUCARPR.DAT para verificar violación de límites de protección: la violación de dichos límites indica pérdida de carga, lo que ubica al sistema en el estado de Extrema Emergencia o Interrupción de Carga Local de acuerdo al grado de variación de frecuencia y voltaje. En el caso de Extrema Emergencia se guarda la cantidad total de potencia cortada del sistema en dicho estado. Se corre nuevamente el FLUCAR, con el archivo de entrada de datos FLUCAROP.DAT, para verificar violación de límites de operación: la violación de dichos límites indica que el sistema se encuentra en el estado de Emergencia, de lo contrario se genera una contingencia (Simulación de Monte Carlo No secuencial) a partir de Xo, guardándolo en X (quedando el estado actual en la variable Xo). Dicha contingencia se genera a partir de un vector de números aleatorios de tantos elementos como componentes tenga el sistema y cada uno comprendido entre 0 y 1. Se compara cada elemento del vector de números aleatorios con la probabilidad de indisponibilidad a largo plazo (TSFO) de cada componente del sistema, generando 0 (en servicio) o 1 (fuera de servicio) para el nuevo estado, de acuerdo a si dicho número aleatorio es menor o mayor respectivamente. Para asegurarse de que se genere una sola contingencia a partir del estado actual, se debe evaluar si el componente estaba fallado en el estado anterior o en servicio y de los componentes en servicio, se considera el elemento que cumpla con: la menor diferencia en valor absoluto entre el número aleatorio y el TSFO, para sacar uno y solo un elemento más fuera de servicio. Se genera un archivo de entrada FLUCAROP.DAT para el estado X. Se corre el nuevo flujo de carga FLUCAR con dicho archivo para verificar violación de límites de operación: si existió violación, el estado es Alerta, de lo contrario el estado es Normal.
87
13.2. Cálculo de la probabilidad de permanencia en dicho estado
13.2.1. Módulo I Tiene por objetivo determinar el estado actual del sistema y consta de dos módulos secundarios. El primer módulo ingresa los datos del estado actual en la variable Xo; mientras que el segundo lo identifica (13.1).
13.2.2. Módulo II Determina la probabilidad de permanencia en el estado actual. Partiendo del estado actual, se genera una contingencia (Simulación Monte Carlo No Secuencial), y se identifica el estado (13.1). Si el estado resultante no cambió, se vuelve al estado inicial, aumentando el contador CXo (contador de estado actual) para generar una nueva contingencia (13.1). De lo contrario, se incrementa una variable CTOT (contador total) que indica el número de veces que aplicamos una contingencia al estado actual Xo. Cuando se llega al máximo de iteraciones se calcula la probabilidad buscada.
13.3. Cálculo de los índices de confiabilidad del sistema
13.3.1. Módulo I Este módulo es idéntico al del punto 13.2.1., ingresando un estado Xo genérico
13.3.2. Módulo II Consiste en el cálculo de los índices de confiabilidad del sistema (EPNS, EENS y SM). Se comienza verificando si el estado es Extrema Emergencia o Emergencia, ya que son los únicos estados que inciden en la pérdida de carga. Si el estado resulta Extrema Emergencia se suma a la variable pot, la potencia cortada calculada en la identificación del estado. Si de lo contrario resultara en Emergencia, se realiza una optimización de la red para minimizar el corte de carga, calculando la potencia cortada para sumarlo a la variable pot. Seguidamente se evalúa las condiciones de término de la iteración si aún no se cumplen, se realiza un nuevo sorteo evaluando la probabilidad del nuevo estado, como la multiplicación de los TSFO de los componentes fallados. Si dicha probabilidad es menor que 10 -5 se desecha el nuevo estado, de lo
88
contrario, se realiza el estudio anterior sobre éste, aumentando el contador de los sorteos e identificando el nuevo estado.
89
14. DIAGRAMAS DE FLUJO
14.1. Diagrama de flujo para el primer algoritmo Figura 27: Diagrama de flujo general para la identificación y permanencia en el estado
Ingreso de datos estado actual Xo
Identificación del estado actual Xo
Módulo I
Módulo II Probabilidad de permanencia en Xo
90
14.1.1. Módulo I: Identificación del estado
Figura 28: Diagrama de flujo para la identificación del estado
Generar archivos de entrada
No Si
Normal
Alerta
Violación límites
operación
Se corre FLUCAR para FLUCAROP.DAT
No
X = Xo
Aplicar una contingencia a X
Si
Se corre FLUCAR para FLUCAROP.DAT
No
Si Cálculo de
pot cort
Ext Emergenciao Interr local de
carga
Violación límites
protección
Se corre FLUCAR para FLUCARPR.DAT
Violación límites
operaciónEmergencia
91
14.1.2. Módulo II: Cálculo de la probabilidad de permanencia en el estado
Figura 29: Diagrama de flujo para el cálculo de la probabilidad de permanencia en el
estado
Si
pXo= TOT
o
CCX
No
CTOT = 25
CXo = CXo + 1 CTOT = CTOT + 1
CTOT = CTOT + 1
No
Si X = Xo
Identificación del estado X
Se genera una contingencia a Xo siendo
X el nuevo estado
CXo = 1 CTOT = 1
X = estado nulo Xo = estado actual
92
14.2. Diagrama general para el cálculo de los índices de confiabilidad del sistema
Figura 30: Diagrama de flujo general para el cálculo de los índices de confiabilidad del
sistema
Módulo II
Cálculo de los índices del sistema
Ingreso de datos estado Xo
Identificación del estado Xo
Módulo I
93
14.2.1. Módulo II: Cálculo de los índices de confiabilidad Figura 31: Diagrama de flujo para el cálculo de los índices de confiabilidad del sistema
Si
EPNS=Sortpot
EENS= EPNSxT
SM= picoxT Dem
60EENSx
No
Si
Prob <10^(-5)
Cálculo probabilidad del estado
Sorteo Xo
No
Sort = 2n
o β ≤ 0.05
Si
No
Optimización
pot = pot + pot cort
Si
Xo = EE
Xo = E
No
Sort =Sort +1 Identificación estado Xo
Xo = estado ingresado T = 8760 hs Ingresar demanda pico Sort = 0 pot = 0
FIN
94
15. CONCLUSIONES El presente trabajo se centra en el apoyo a la operación del sistema eléctrico uruguayo desde el punto de vista de la confiabilidad clasificando al SEP en estados de operación según el grado en que son satisfechas las restricciones de adecuación y seguridad: normal, alerta, emergencia y extrema emergencia. La naturaleza aleatoria de los fenómenos que afectan la evaluación cuantitativa de la confiabilidad en el SEP uruguayo, llevó a una propuesta de reemplazo del criterio determinístico N-1 aplicado por la gerencia de sector DNC de UTE, por un criterio probabilístico con la ventaja de darle al operador una herramienta para evaluar numéricamente la confiabilidad del mismo dándole la seguridad personal suficiente de operar en la forma adecuada. El criterio probabilístico escogido es la Simulación de Monte Carlo debido a que el sistema de transmisión uruguayo tiene un tamaño considerablemente grande lo que implica un gran esfuerzo computacional como para aplicar el Método de Enumeración de Estados. Para nuestro objetivo no es necesario estudiar la evolución del sistema en el tiempo lo que lleva a elegir Monte Carlo no secuencial. Se modeló el Sistema Interconectado Nacional (modelo eléctrico unifilar), se generó una base de datos del SEP y un archivo de entrada con éstos datos para el programa Flucar (flujo de carga). En forma general, el proyecto describe dos algoritmos. El primero clasifica al sistema en estados de operación y calcula la probabilidad de permanencia en dichos estados. Es una herramienta útil para operar, siempre y cuando el operador del sistema lo acompañe de los procedimientos a realizar en cada estado. También es de utilidad para la planificación (mejor aprovechamiento de los recursos del sistema) y mantenimiento de la red eléctrica. El segundo algoritmo tiene por objetivo calcular los índices de confiabilidad propuestos en éste proyecto. Dichos índices son:
o El índice EENS que da como resultado la esperanza de la energía no suministrada la que multiplicada por un costo determinado daría como resultado un costo esperado de falla en el sistema, es de vital importancia al tomar decisiones en la operación en un SEP competitivo.
o El índice SM brinda una idea de la magnitud de falla del sistema. En conclusión esta propuesta contempla la evaluación de la confiabilidad desde el punto de vista de la seguridad en el marco de sistema eléctrico competitivo debido a los siguientes puntos:
• El contar con la identificación del estado y permanencia en el mismo acompañado con procedimientos de operación adecuados da reglas claras, lo que resulta en una mayor transparencia para todos los agentes del mercado.
95
• Se puede evaluar el costo esperado de falla así como el costo de las acciones correctivas a llevar a cabo para aumentar la confiabilidad, lo que permite tomar la decisión más económica desde el punto de vista de la planificación.
96
16. BIBLIOGRAFÍA: [1] JOSÉ A. RINCÓN GUERRERO, “Confiabilidad en sistemas de generación y transmisión de energía”, Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad de los Andes, Bogotá D.C., Enero 2001. Tesis de estudiante de maestría en el área de Sistemas de potencia y Planeamiento energético. http://wwwprof.uniandes.edu.co/dependencias/Departamentos/ingenieria-electrica/arch/tm00204.pdf [2] A. D. PATTON y CHANAN SINGH, “The Impact of Restructuring Policy Changes on Power Grid Reliability”. Unlimited Release Printed October 1998 http://ee.tamu.edu/papers/sandiarep.pdf [3] B. PORRETTA, D. KIGUEL, G. HAMOUD y E. NEUDORF, “A comprehensive approach for adequacy and security evaluation of bulk power systems” , IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6 , No 2, Mayo 1991. [4] A. REI, A. LEITE DA SILVA, J. JARDIM y J. C. DE OLIVEIRA MELLO, “Static and dynamic aspects in bulk power system reliability evaluations, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 15 No. 1, Febrero 2000. [5] L. SALVADERI (CHAIRMAN), R. BILLINTON, J. ENDRENYI, J. PRINCE, R. RINGLEE, “Power System Reliability in perspective”, 1984. [6] M. SOTO, “Cálculo de índices nodales de confiabilidad en sistemas eléctricos de potencia”, Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 1997. Tesis para optar al grado de Magister en Ciencias de la Ingeniería. http://www2.ing.puc.cl/~power/paperspdf/manuelsoto.pdf [7] T. S. DILLON y Y. BACKLUND, “Reliability modeling of composite power systems”, Swedish State Power Board Systems Development, April 1987. [8] M. P. BHAVARAJU, P. F. ALBRECHT, R. BILLINTON, N. D. REPEN y R. J. RINGLEE, “Requirements for composite system reliability evaluation model”, IEEE Transactions on Power Systems , Vol. 3, No. 1, Febrero 1988 [9] R. BILLINTON, R. N. ALLAN y L. SALVADERI, “Applied reliability assessment in electric power systems “, IEEE press, 1991
97
[10] R. BILLINTON y R. N. ALLAN, “Reliability evaluation of power systems”, Pitman Publishing INC, 1984 [11] R. BILLINTON y E. KHAN, “A security based approach to composite power system reliability evaluation”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 7, No. 1, Febrero 1992. [12] J. PABLO DIAZ VIERA, “Evaluación de la confiabilidad en el marco de los sistemas eléctricos competitivos”, Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 2000. Memoria para optar al grado de Ingeniero Civil de Industrias. http://www2.ing.puc.cl/~power/paperspdf/diazjp.pdf [13] R. N. ALLAN, G. STRBAC, J. MILANOVIC, “Reliability assessment of power systems”, UMIST, Febrero 2000. [14] A. ARRIAGADA, “Evaluación de confiabilidad en sistemas eléctricos de distribución”, Pontificia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 1994. Tesis para optar al grado de Magister en Ciencias de la Ingeniería. http://www2.ing.puc.cl/~power/paperspdf/aarriagada.pdf
98
17. ANEXOS
17.1. ANEXO A Niveles de tensión admisibles y rangos de potencia reactiva
Niveles de tensión admisibles para la operación del Sistema de Transmisión en régimen estacionario.
17.1.1. Definiciones
Tensiones de servicio: son los valores normalizados de tensión eficaz compuesta utilizados en la operación del Sistema Interconectado, para Distribución, Subtransmisión y Transmisión.
Clase de aislación: son los valores máximos de tensión eficaz compuesta
para los que los equipos pueden ser utilizados en forma permanente y que son aplicados durante los ensayos.
En la siguiente tabla se indican los valores actualmente empleados en UTE.
Tensión de servicio Clase o nivel de aislación Distribución 60, 31.5, 22 kV 72.5, 36, 24 kV Subtransmisión 110, 60 kV 123, 72.5 kV Transmisión 500, 150, 110 kV 525, 170, 123 kV
Tabla 9: Tensiones de servicio actualmente empleadas en el SIN.
17.1.2. Consignas tensión y límites adoptados en la operación del Sistema 500 kV
No superior a 515 kV (1.03 pu) CARGAS MAXIMAS Y
MEDIAS No inferior a 495 kV (0.99 pu) CARGA MINIMA
Tabla 10 Tensión de Barras de 500 Kv de CTM- SG, en régimen normal.
99
Montevideo:
Tensión en Barras de la estación MVA 150 igual a 156 kV (1.04 pu) para carga máxima en régimen normal y 158 kV (1.05 pu), para casos de carga elevada en el circuito ESTE. En casos de demanda del sistema inferior a 750 MW la consigna de tensión en MVA 150 es de 153 kV (1.02 pu).
Montevideo J: Se controla la tensión en barras de 31.5 kV al valor definido en la siguiente tabla:
Corriente secundaria de un TR en MVJ (A)
Tensión mínima (kV)
Tensión máxima (kV)
0 - 200 29.5 29.8
200 - 350 29.7 30.4
350 - 550 30.3 31.0
550 - 700 30.9 31.6
700 - 850 31.4 32.0
850 - 1000 31.9 32.3
1000 - 1150 32.1 32.5
Tabla 11 Tensión en MVJ 31.5 función de la corriente por un transformador.
Consignas de tensión en el CAZ ESTE Tensión mínima admisible en los circuitos ESTE SUR y NORTE en régimen normal: 136 kV. Tensión mínima admisible en los circuitos ESTE SUR y NORTE en contingencia: 129 kV.
100
Consignas de DYC-UTE en barras de 31.5 kV y 60 kV para estaciones del
circuito ESTE-NORTE según la hora del día Se consideraron los siguientes límites de tensión:
ESTACION T.
MINIMAT.
MÁXIMAT.
MINIMAT.
MAXIMA (kV) (kV) (kV) (kV) 0 a 17 hs 18 a 23 hs
Valentines 31.5 kV 31.5 32 32.1 32.5 0 a 23 hs
Treinta y Tres 60 kV 62.8 63.2 9 a 22 hs 23 a 8 hs
Melo 31.5 kV 31 31.5 31.3 31.7 0 a 23 hs
E. Martínez 60 kV 62 62.5 Tabla 12 Límites de tensión en 60 y 31.5 kV, en estaciones ESTE NORTE.
Consignas de tensión en el CAZ CENTRO y DYC Tensión mínima en barras de 150 kV de estaciones del circuito OESTE SUR en régimen: 135 kV. Se consideraron los siguientes límites de tensión secundarios en el análisis de la entada en servicio de la línea Libertad- J. Lacaze- Colonia 150 kV :
ESTACION TENSION MINIMA (kV)
TENSION MAXIMA (kV)
Libertad 31.5 kV 31.0 32.0 Colonia 31.5 kV 31.4 32.4 Rosario 60 kV 62.2 64.2
DYC (Estaciones 60 kV)
55.8 64.2
DYC (Estaciones 31.5 kV)
29.3 33.7
DYC (Estaciones 15 kV)
14.0 16.1
Tabla 13 Límites de tensión específicos para Libertad, Colonia, Rosario y generales considerados para el resto de las estaciones del circuito en barras de 60 y 31.5 kV .
101
Terciarios de transformadores de 500 kV El terciario del transformador de Montevideo A en 31.5 kV, no puede superar los 34.5 kV. La tensión en la barra de 31.5 kV del CER tiene protección con relé de sobretensión el que está ajustado en 35 kV temporizado 1 minuto.
Consignas de la Estación Convertidora de Frecuencia Rivera- Livramento La estación convertidora requiere para su funcionamiento que la tensión en 150kV se mantenga en el rango 0.9 pu – 1.1 pu.
Consignas de Tensión de la Estación G. Terra 150 Tensión Mínima =150 kV Tensión Máxima = 164 kV Los límites anteriores permiten evitar dificultades con los servicios propios de la Central G. Terra.
102
17.1.3. Niveles de Tensión en Operación Normal Se entiende por niveles de tensión de operación normal, para una cierta tensión de servicio, aquellos que permiten regular o mantener las tensiones del lado secundario de los transformadores reductores, dentro de valores aceptables. Normalmente el rango de variación, en un nivel de tensión, está determinado por el rango de variación aceptado por los equipos allí conectados (naturaleza de la carga alimentada) y por la existencia o no de regulación bajo carga y su rango, en los transformadores reductores de las estaciones.
Mínimos normales Máximos normales (kV) (pu) (kV) (pu)
Montevideo 153 kV+2.6%, -1.6%
150.5
1.003 (+0.3%)
157.0
1.047 (+4.7%)
Este Sur 153 kV +1.2%,-1.4%
150.9
1.006 (+0.6%)
154.9
1.033 (+3.3%)
Este Norte 153 kV +7.3%,-9.5%
138.4
0.923 (-7.7%)
164.2
1.095 (+9.5%)
Centro Norte 153 kV +4.5%,-3.1%
148.3
0.989 (-1.1%)
159.9
1.066 (+6.6%)
Oeste Norte
153 kV±3.9%,+0.8%
154.3
1.029 (+2.9%)
159.0
1.060 (+6.0%)
Oeste Sur 153 kV-1.8%,-4.0%
146.9
0.979 (-2.1%)
150.3
1.002 (+0.2%)
Tabla 14 Niveles de tensión ocurridos al menos una vez al día durante un año, en régimen estacionario en el SIN.
17.1.4. Niveles de Tensión en Operación de Emergencia Se entiende por niveles de tensión admisibles en operación de emergencia en régimen, a aquellos valores que pueden ser admitidos luego de una contingencia simple (condición N-1 del sistema) y hasta la reposición de la situación normal. Como criterio general se considera aceptable, luego de realizar las acciones correctivas correspondientes, un rango de ± 5% en torno al valor previo. Se admite que previo a la realización de acciones correctivas la tensión pueda descender hasta –10% del valor nominal en Montevideo y hasta –15 % en estaciones del interior del país. Simultáneamente a los límites
103
relativos precedentes, se adoptaron los límites absolutos indicados en la siguiente tabla.
Mínimos absolutos
Máximos absolutos
(kV) (pu) (kV) (pu) Montevideo 135.0
0.90 165.0 1.10
Este Sur
129.0
0.86 165.0 1.10
Este Norte
129.0 0.86 165.0 1.10
Centro Norte
127.5 0.85 165.0 1.10
Oeste Norte
135.0 0.90 165.0 1.10
Oeste Sur
135.0 0.90 165.0 1.10
Tabla 15 Extremos de tensión absolutos por circuito .
104
17.1.5. Rangos de Potencia Reactiva
Unidades Generadoras Se definen los rangos de reactiva por sus Diagramas de Cargabilidad (Diagramas PQ). UNIDAD GENERADORA
POTENCIA ACTIVA
(MW)
REACTIVA MINIMA
(INDUCTIVA) (MVAR)
REACTIVA MAXIMA
(CAPACITIVA) (MVAR)
105 -36 +36 100 -45 +42 PALMAR 60 -78 +48 35 -15 +15 G. TERRA 15 -20 +26 33 -10 +10 BAYGORRIA 15 -16 +18
M3 50 -21 +37 M5 80 -22 +48 CENTRAL
BATLLE M6 125 -14 +60 1 Síncrono -45 +80 CTR 2 110 -45 +80
135 -10 +60 CTM-SALTO GRANDE 80 -50 +80 CER - -80 +137.4
Tabla 16 Rangos de potencia reactiva utilizados para el control de tensión .
Interconexión con Argentina De acuerdo al compromiso asumido en los acuerdos internacionales, el balance de potencia reactiva en el cuadrilátero de CTM-SG debe ser nulo. La inyección de reactiva al mismo debe repartirse en partes iguales entre Argentina y Uruguay. La tabla 8 muestra los límites aproximados de inyección de reactiva de cada país en los casos de máxima y mínima generación suponiendo generación de potencia activa de 135 MW y 80 MW por unidad generadora respectivamente.
105
CASO Q
generadores (MVAr)
Q líneas (MVAr)
Q reactores (MVAr)
Q tr. máquinas
(MVAr)
Q límit. Inyec./país
(MVAr) Máxima 14x-10=-140 +149 4x-50=-300 14x-12,5=-175 233 Mínima 4x-50=-200 +149 4x-50=-300 4x-5,25=-21 186
Tabla 17 Potencias reactivas máximas a inyectar en CTM-SG por Uruguay y Argentina. Se considera en todos los casos, que la potencia reactiva de interconexión inyectada en el cuadrilátero de CTM, por las líneas Palmar- San Javier 500 kV no puede superar los 200 MVAr (capacitivos).
Fuentes de Potencia Reactiva para Regulación de Tensión en Barras de Carga
Estación Nivel de tensión
(kV)
Reactiva
(+ Cap, - Ind)
(MVAR)
Regulación
Punta del Este 31.5 2 x 5= + 10 Manual
Treinta y Tres 31.5 1 x -3= - 3 Manual
Melo 31.5 3 x 2.55 = + 7.65 Manual/ automática
Enrique Martínez 31.5 3 x 2.55 = + 7.65 Manual/ automática
Tabla 18 Potencia Reactiva para Regulación de Tensión en Barras de Carga .
106
17.2. ANEXO B Límites de transferencia de potencia del sistema de trasmisión
17.2.1. Condiciones admisibles de funcionamiento del Sistema de Trasmisión
A continuación se detalla los límites de transferencia considerados del sistema. Estos son exclusivamente térmicos, usados para régimen, sin considerarse los transitorios ni sus límites de estabilidad. Las dos grandes categorías de equipamientos para las cuales se verifica respetar sus niveles de cargabilidad son las canalizaciones (líneas y cables) y los transformadores (de potencia).
Cargabilidad de equipos Definiciones Capacidad nominal: Es la potencia o corriente que un cierto equipo puede manejar en forma continua sin sufrir reducciones en su vida útil y en condiciones de trabajo ideales. Capacidad térmica: Máxima capacidad que puede manejar un equipo sin sobrepasar los límites de temperatura de operación para los cuales fue diseñado. Capacidad de emergencia: Es la máxima capacidad que un componente puede generar, transportar o manejar durante determinado tiempo a costa de una reducción de su vida útil en condiciones de emergencia del sistema. Capacidad efectiva: Potencia o corriente que puede manejar un equipo en su operación normal dentro del sistema, sin sufrir reducciones en su vida útil, en las condiciones en que está instalado.
Cargabilidad de líneas aéreas Capacidad térmica Normal de operación: Temperatura ambiente 30ºC. Temperatura máxima del conductor en su superficie igual a 55ºC. Velocidad del viento igual a 0.61 m/s (2 pies/seg.)
107
Hora del día: 12 (mediodía) Máxima diurna: Temperatura ambiente 30ºC. Temperatura máxima del conductor en su superficie igual a 75ºC. Velocidad del viento igual a 0.61 m/s (2 pies/seg.) Hora del día: 12 (mediodía) Emergencia (1 h): Temperatura ambiente: 30ºC Temperatura superficial inicial del conductor: 55ºC Temperatura superficial final del conductor: 75ºC Velocidad del viento de 0.61 m/s (2 pies/seg.) Hora del día: 12 (mediodía)
108
TIPO DE CONDUCTOR
Normal (A)
Máx. diurna
(A)
Emergencia (1h)
(A)
Líneas
DORKING, ACSR 12 × 3.2 0mm + 7 × 3.20mm
226 348 406 MDI-STEL
DOVE, ACSR 26 × 3.72mm + 7 × 2.89mm
400* 650* 675* SGA-SGU,SGA-CEL,CEL-SJ5, SGU-SJ5, SGU-SGUC,SGA-SGAC, SJ5-PAL,PAL-MA5,PAL-MB5,CPA-PA5, MVI-MVK, ROD-ROS, ROS-COL,SCA-MAL,MAL-ROC, SCA-SCM2,SCA-PSC,SCA-SCR,MVM-SOL, MVA-MVN
FINCH, ACSR 54 × 3.65mm + 19 × 2.19mm
558 971 1035 MVA-MVB,MVB-MVC,MVC-MVD, MVB-MVL,MVA-MVI, MVA-MVL
GROSBEAK, ACSR 26 × 3.97mm + 7 × 3.09mm
431* 706* 734* MA5-MI5, MI5-SC5
HAWK, ACSR 26 × 3.44mm + 7 × 2.67mm
368 591 616 FYBT-FYB, SGU-ARA,ARA-TGO,TGO-ART, GTE-TAC,TAC-MDI,MDI-RIV,GTE-VAL,VAL-TYT,TYT-MEL,MVA-PAN,MAL-ROC,SCR-ROC, (GTE-FLO), (FLO-MVA), (GTE-MVA)
HEN, ACSR 30 × 3.20mm + 7 × 3.20mm
371 595 618 MVB-LPI, PAL-BAY, GTE-BAY, BAY-ROD, PAL-ROD,ROD-MVB,SJA-FYBT,FYBT-MER, PAY-SAL, SGU-SAL
PARTRIDGE, ACSR 26 × 2.57mm + 7 × 2.00mm
266 412 426 SVA-LIB
ACSR 130/30 mm2
250 386 415 MVC-SVA, LIB-JLA, JLA-COL, COL-NPA, NPA-MER, GTE-YOU,YOU-PAY, YOU-MER,MVA-BIF,BIF-PDA,PDA-MAL,SCM2-MAL,PSC-PDA
HH Cu 150 mm2 368 587 614 MVA-MVN, GTE-FLO,FLO-MVA, GTE-
MVA
AL 150mm2 250 390 390# MAL-CGR,TYT-EMA
Tabla 19 Capacidades térmicas de conductores utilizados en líneas aéreas del SIN . * En el caso de líneas de 500 kV , cada fase esta formada por 4 conductores del tipo indicado. # Se tomó igual a la máxima diurna.
109
Cargabilidad de cables subterráneos
Capacidad térmica Normal: Temperatura ambiente 25 ºC. Tendido en tresbolillo enterrado. Temperatura máxima del conductor en su superficie, según el tipo de cable de acuerdo a la Tabla 2. (máxima temperatura que soporta el material aislante) Emergencia (1 h): Se asumió partir del 80% de la capacidad térmica normal del cable en régimen y valores de sobrecarga admisibles para no superar:
• en los cables de aislación de papel impregnado en aceite E-F-H-I, 75ºC,
• en el E-D, 80ºC, • en el CANT-PDE, 85ºC, • en los cables de aislación sólida de polietileno reticulado el valor
corresponde a 90º C. TIPO DE CABLE Normal
(A) Emergencia (1h) (A)
CABLE
HOF- P Cu 350 mm2 480/530 (75ºC/85ºC)
607# (75ºC)
MVE-MVF,MVF-MVH,MVH-MVI
HOF-P Cu 350 mm2 504/530 (80ºC/85ºC)
638& (80ºC)
MVD-MVE
A2XS(FL)2Y,AL500 mm2 542 (90ºC)
928* (90ºC)
MVE-MVJ,MVJ-MVF- MVF-MVI, MVL-MVR
XLPE AL 800 mm2 600 (674/829) (ver/inv)
MVR-MVG, MVR-MVI, MVR-MVE, MVN-MVE, MVE-MVJ2
HOF-P Cu 240 mm2 450 (85ºC)
579 (85°C)
CANT-PDE
Tabla 20 Capacidades térmicas de cables utilizados en el SIN, de acuerdo a datos del fabricante. # Partiendo de 400 A sin sobrepasar los 75ºC de temperatura de conductor. & Partiendo de 400 A sin sobrepasar los 80ºC de temperatura de conductor. * Partiendo de 450 A sin sobrepasar los 90ºC de temperatura de conductor.
110
17.2.2. Criterios de Sobrecarga de Transformadores Transformadores de 500/150 kV de Montevideo Para los transformadores de 500 /150 kV se considera las limitaciones definidas en la norma CEI 354, como marco general y sobre ese marco se definió uno mas restringido para definir las sobrecargas admisibles. El mismo consiste en referir las sobrecargas a la corriente nominal del punto de trabajo (Ii) de acuerdo a la tabla 4. De esta forma, se resumen las condiciones de trabajo actualmente admitidas: Máxima temperatura del Punto caliente del bobinado:
Valor recomendado por la norma:130 ºC Valor actual para el disparo: 105ºC
Máxima temperatura del Aceite en la parte superior de la cuba:
Valor recomendado por la norma: 115ºC Valor actual para el disparo: 90ºC
Sobrecarga de emergencia de
largo plazo (<4h) I/Ii(pu)
Sobrecarga de emergencia de corto plazo (1h) I/Ii (pu)
Transformador de Montevideo A, 475/150/31.5 kV (ASEA) 1.15 1.3
Transformador de Montevideo B, 475/150/13.8 kV (HITACHI) 1.15 1.3
Autotransformador de Montevideo I, 500/150/31.5 kV (ZTR) 1.15 1.3
Tabla 21 Sobrecargas admisibles en transformadores de 500/150 kV del SIN . Transformadores de carga de 150 kV y 110 kV (primarios) del SIN Para este tipo de transformadores se admite una sobrecarga de hasta un 10 % referida a la corriente del punto nominal. Por razones prácticas se controló la misma de acuerdo a su potencia aparente nomina. Por razones prácticas se controló la misma de acuerdo a su potencia nominal, Sn.
111
TRAFO MONTEVIDEO A 500 TRAFO MONTEVIDEO B 500 AUTOTRAFO MONTEVIDEO I 500 y SC500
Tensión (kV): 475 150 31.5 Tensión (kV): 475 150 13.8 Tensión (kV): 500 150 31.5 Corriente(A): 517 1636 2566 Corriente(A): 517 1636 5857 Corriente(A): 289 962 1650
Potencia(MVA): 425 425 140 Potencia(MVA): 425 425 140 Potencia(MVA): 250 250 90 Tens Paso (kV): 3 kV Tens Paso (kV): 3.4 kV Tens Paso (kV): 5.0 KV
Punto KV (500) Rel. (PU)/500 Ii (A) Ii(MVA@500) Punto KV (500) Rel. (PU)/500 Ii (A) Ii(MVA@500) Punto KV (500) Rel. (PU)/500 Ii (A) Ii(MVA@500)
1 427.0 0.8540 574.6 497.7 2 430.0 0.8600 570.6 494.2 3 433.0 0.8660 566.7 490.8 1 427.5 0.8550 574.0 497.1 4 436.0 0.8720 562.8 487.4 2 430.9 0.8618 569.5 493.2 5 439.0 0.8780 558.9 484.1 3 434.3 0.8686 565.0 489.3 6 442.0 0.8840 555.1 480.8 4 437.7 0.8754 560.6 485.5 7 445.0 0.8900 551.4 477.5 5 441.1 0.8821 556.3 481.8 1 450.0 0.900 320.8 277.8 8 448.0 0.8960 547.7 474.3 6 444.5 0.8889 552.1 478.1 2 455.0 0.910 317.2 274.7 9 451.0 0.9020 544.1 471.2 7 447.9 0.8957 547.9 474.5 3 460.0 0.920 313.8 271.7
10 454.0 0.9080 540.5 468.1 8 451.3 0.9025 543.8 470.9 4 465.0 0.930 310.4 268.8 11 457.0 0.9140 536.9 465.0 9 454.6 0.9093 539.7 467.4 5 470.0 0.940 307.1 266.0 12 460.0 0.9200 533.4 462.0 10 458.0 0.9161 535.7 463.9 6 475.0 0.950 303.9 263.2 13 463.0 0.9260 530.0 459.0 11 461.4 0.9229 531.8 460.5 7 480.0 0.960 300.7 260.4 14 466.0 0.9320 526.6 456.0 12 464.8 0.9296 527.9 457.2 8 485.0 0.970 297.6 257.7 15 469.0 0.9380 523.2 453.1 13 468.2 0.9364 524.1 453.9 9 490.0 0.980 294.6 255.1 16 472.0 0.9440 519.9 450.2 14 471.6 0.9432 520.3 450.6 10 495.0 0.990 291.6 252.5 17 475.0 0.9500 516.6 447.4 15 475.0 0.9500 516.6 447.4 11 500.0 1.000 288.7 250.0 18 478.0 0.9560 513.3 444.6 16 478.4 0.9568 512.9 444.2 12 505.0 1.010 285.8 247.5 19 481.0 0.9620 510.1 441.8 17 481.8 0.9636 509.3 441.1 13 510.0 1.020 283.0 245.1 20 484.0 0.9680 507.0 439.0 18 485.2 0.9704 505.7 438.0 14 515.0 1.030 280.3 242.7 21 487.0 0.9740 503.8 436.3 19 488.6 0.9771 502.2 434.9 15 520.0 1.040 277.6 240.4 22 490.0 0.9800 500.8 433.7 20 492.0 0.9839 498.8 431.9 16 525.0 1.050 274.9 238.1 23 493.0 0.9860 497.7 431.0 21 495.4 0.9907 495.3 429.0 24 496.0 0.9920 494.7 428.4 22 498.8 0.9975 492.0 426.1 25 499.0 0.9980 491.7 425.9 23 502.1 1.0043 488.7 423.2 26 502.0 1.0040 488.8 423.3 24 505.5 1.0111 485.4 420.3 27 505.0 1.0100 485.9 420.8 25 508.9 1.0179 482.1 417.5 28 508.0 1.0160 483.0 418.3 26 512.3 1.0246 478.9 414.8 29 511.0 1.0220 480.2 415.9 27 515.7 1.0314 475.8 412.0 30 514.0 1.0280 477.4 413.4 28 519.1 1.0382 472.7 409.4 31 517.0 1.0340 474.6 411.0 29 522.5 1.0450 469.6 406.7 32 520.0 1.0400 471.9 408.7 33 523.0 1.0460 469.2 406.3
Tabla 22 Corrientes nominales de los transformadores de 500/150 kV de Montevideo y San Carlos .
112
17.3. ANEXO C Interdisparo de carga
17.3.1. Definición de las etapas de interdisparo EO = Todos los interdisparos inhabilitados (todas las llaves en posición 0). E1 = Llaves en posición 1:
En S.E.Mont. A: Líneas 1 y 2 a Bifurcación.
Línea a Pando En S.E.Mont. B: Línea a Las Piedras Todas las demás llaves en posición 0.
E2 = LLaves en posición 1:
En S.E.Mont. A: Líneas 1 y 2 a Bifurcación
Línea a Pando Líneas 1 y 2 a Mont.Norte.
S.E.Mont. B: Línea a Las Piedras Todas las demás llaves en posición 0.
E3 = Llaves en posición 1:
En S.E.Mont.A: Líneas 1 y 2 a Bifurcación
Línea a Pando Líneas 1 y 2 a Mont. I
En S.E.Mont.B: Lineas 1 y 2 a Mont. C.
Línea a La Piedras. Todas las demás llaves en posición 0.
E4 = Llaves en posición 1:
En S.E.Mont. A: Líneas 1 y 2 a Mont. I.
Líneas 1 y 2 a Bifurcación Línea a Pando Líneas 1 y 2 a Mont. Norte
En S.E.Mont. B: Líneas 1 y 2 a Mont. C. Todas las demás llaves en posición 0.
113
Las etapas así definidas significan, en porcentajes de la demanda:
E0 = (interdispardos inhabilitados) = 0%
E1 = (MA + MB) = 18%
E2 = (MA + MB + MN) = 32%
E3 = (Anillo Montevideo + MA + MB) = 67%
E4 = (Anillo Montevideo + MA + MN) = 75%
114
17.3.2. Plan de implementación de las etapas de interdisparos Según la generación hidráulica en Bonete y Baygorria y para diferentes generaciones térmicas:
GENERACION HIDRAULICA: 0 M W (TERRA y BAYGORRIA)
DEMANDA (MW) GENERACION TERMICA (MW) 0 20 50 60 125 150 175 200 265 313
000 - 200 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 200 - 250 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 250 - 300 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 300 - 350 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 350 - 400 E3 E2 E2 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 400 - 450 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 450 - 500 E3 E3 E3 E2 E1 E1 E1 E1 E0 E0 500 - 550 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 550 - 600 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E1 E0 600 - 650 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E1 650 - 700 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 E1 E1 700 - 750 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 E1 750 - 800 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 800 - 850 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 850 - 900 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 900 - 950 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 950 - 1000 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4
E0 = etapa 0 = todos los interdisparos inhabilitados E1 = etapa 1 = (3+A) = (6+5+7) = 18% D E2 = etapa 2 = (B+A+N) = (6+5+7+14) - 32% D E3 = etapa 3 = (A-I1,2+B-C1,2+B+A)=(49+6+5+7) = 67% D E4 = etapa 4 = (E3 +N-B)= (67%-6+14) = 75% D
Tabla 23 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 0 MW .
115
GENERACION HIDRAULICA: 50 MW (TERRA y BAYGORRIA)
DEMANDA (MW) GENERACIÓN TERMICA (MW)
0 20 50 60 125 150 175 200 265 313 000- 200 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 200- 250 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 250- 300 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 300- 350 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 350- 400 E3 E2 E2 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 400- 450 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 450- 500 E3 E3 E3 E2 E1 E1 E1 E0 E0 E0 500- 550 E3 E3 E3 E3 E2 E1 E1 E1 E0 E0 550- 600 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E1 E0 600- 650 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E0 650- 700 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 700- 750 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 750- 800 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E1 E1 800- 850 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 850- 900 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 900- 950 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 950-1000 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4
E0 = etapa 0 = todos los interdisparos inhabilitados E1 = etapa 1 = (3+A) = (6+5+7) = 18% D E2 = etapa 2 = (B+A+N) = (6+5+7+14) - 32% D E3 = etapa 3 = (A-I 1,2+B-C1,2+B+A)=(49+6+5+7) = 67% D E4 = etapa 4 = (E3 +N-B)= (67%-6+14) = 75% D Tabla 24 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 50 MW .
116
GENERACION HIDRAULICA: 100 MW (TERRA y BAYGORRIA)
DEMANDA (MW) GENERACION TERMICA (MW) 000 020 050 060 125 150 175 200 265 313
000 - 200 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 200 - 250 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 250 - 300 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 300 - 350 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 350 - 400 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 450 - 500 E3 E3 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 500 - 550 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E1 E0 E0 550 - 600 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 600 - 650 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 650 - 700 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 700 - 750 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E1 E1 750 - 800 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E1 800 - 850 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 850 - 900 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 900 - 950 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2
950 - 1000 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E0 = etapa 0 = todos los interdisparos inhabilitados E1 = etapa 1 = (3+A) = (6+5+7) = 18% D E2 = etapa 2 = (B+A+N) = (6+5+7+14) - 32% D E3 = etapa 3 = (A-H1,2+B-C1,2+B+A)=(49+6+5+7) = 67% D E4 = etapa 4 = (E +N-B)= (67%-6+14) = 75% D
Tabla 25 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 100 MW .
117
GENERACION HIDRAULICA: 150 MW (TERRA y BAYGORRIA)
DEMANDA (MW) GENERACION TERMICA (MW) 000 020 050 060 125 150 175 200 265 313
000 - 200 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 200 - 250 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 250 - 300 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 300 - 350 E1 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 E0 350 - 400 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 E0 400 - 450 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 E0 450 - 500 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 E0 E0 500 - 550 E3 E3 E3 E2 E1 E1 E1 E1 E0 E0 550 - 600 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 E0 E0 600 - 650 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E1 E0 650 - 700 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E2 E1 E1 700 - 750 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 E1 750 - 800 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 E1 800 - 850 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E3 E2 E2 850 - 900 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E2 900 - 950 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2
950 - 1000 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E4 E2 E0 = etapa 0 = todos los interdisparos inhabilitados E1 = etapa 1 = (3+A) = (6+5+7) = 18% D E2 = etapa 2 = (B+A+N) = (6+5+7+14) - 32% D E3 = etapa 3 = (A-H1,2+B-C1,2+B+A)=(49+6+5+7) = 67% D E4 = etapa 4 = (E +N-B)= (67%-6+14) = 75% D
Tabla 26 Interdisparo de cargas para generación hidráulica de 150 MW .
118
Se encuentra en etapa de prueba, implementar los interdisparos mediante funciones para la desconexión automática de carga del SEP uruguayo. Las mismas se detallan a continuación:
Salida de servicio de transformadores de 500 kV de Montevideo Montevideo A y B
La función que define el volumen de carga a desconectar requerido frente a la salida de uno de los transformadores de Montevideo A o Montevideo B indistintamente es la siguiente:
Régimen Hidráulico
PDES(MW)= 0.994*P500 (MW) – 675 (Si P500 > 679MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 679MW)
Régimen S/Térmico
PDES(MW)= 0.450*P500 (MW) – 253 (Si P500 > 563MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 563MW)
Régimen Térmico
PDES(MW)= 0.770*P500 (MW) – 216 (Si P500 > 280MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 280MW)
Tabla 27 Interdisparo de cargas por salida transformador de Mon A o B 500 kV .
Montevideo I En el caso de salida de servicio del autotransformador de Montevideo I 500/150 kV en régimen hidráulico, único que requiere disparo, resultó una función diferente a la de los casos anteriores. La desconexión requerida es:
Régimen Hidráulico
PDES(MW)= 0.750*P500 (MW) – 669 (Si P500 > 892MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 892MW)
Tabla 28 Interdisparo de cargas por salida autotransformador de Mon I 500 kV .
Salida de servicio de ambas líneas de 500 kV Palmar – Montevideo En este caso la fórmula que define la desconexión automática de carga requerida es:
Régimen Hidráulico
PDES(MW)= 1.101*P500 (MW) – 166 (Si P500 > 164MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 164MW)
Régimen S/Térmico
PDES(MW)= 1.220*P500 (MW) – 35 (Si P500 > 29MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 29MW)
Régimen Térmico
PDES(MW)= 1.330*P500 (MW) – 233 (Si P500 > 180MW) PDES(MW)= 0 (Si P500 ≤ 180MW)
Tabla 29 Interdisparo de cargas por salida servicio líneas 500 kV Palmar - Montevideo.
119
17.4. ANEXO D Regulación secundaria de frecuencia Existen determinadas cargas que dependen de la frecuencia (TV, relojes, equipos industriales, etc.) por lo que la frecuencia no debe sufrir variaciones rápidas respecto de la frecuencia nominal, ni tampoco permanecer apartada largo tiempo. El operar el sistema en frecuencias inferiores a la nominal tiene las siguientes restricciones:
• Aumento de fatiga de las unidades generadoras con la consecuente
pérdida de vida útil. • Cargas críticas, controladas por procesos síncronos (TV, radar, relojes
etc.). • Transformadores (pérdidas de ferroresonancia, histéresis, flujo de
dispersión). • Carga reactiva tiende a aumentar. • Capacitores, reguladores de tensión suministran menos reactiva
a. Regulación de frecuencia en sistemas eléctricos de potencia
Se define regulación de frecuencia al conjunto de acciones ejercidas en un sistema eléctrico de potencia a los efectos de mantener la frecuencia dentro de los márgenes preestablecidos alrededor de un valor de referencia. Explicaremos lo que sucede con la frecuencia en un sistema eléctrico ante una perturbación. Supongamos que se sufre una pérdida de generación en el sistema, por lo que en el instante inicial el faltante es compensado con la energía cinética de las masas rotantes, lo que provoca una caída de la frecuencia. Debido a la dependencia de la carga con la frecuencia, ésta decrece y contribuye a disminuir el desbalance. Unos instantes después comienzan a actuar los reguladores de velocidad de las unidades generadoras participantes de la regulación primaria lo que implica un aumento de generación. Se llega entonces instantes después a un equilibrio con un nuevo valor de frecuencia. La acción de regulación primaria es rápida y se debe completar en menos de 20 seg. El tiempo en que se llega al equilibrio depende de diversos factores, como ser tamaño del sistema, magnitud de la falla y tipo de unidades que participan de la regulación primaria. También se implementa en el sistema desconexión automática de cargas (instantánea o retardada) que ayudan a la regulación primaria de frecuencia. Un nivel de control superior (control secundario) es el encargado de llevar la frecuencia al valor nominal y permite restituir la reserva en las máquinas que realizan la regulación primaria. Se realiza a través de acciones manuales o
120
automáticas sobre los variadores de carga de un grupo de unidades generadoras (participantes de la regulación secundaria). La regulación terciaria corresponde a la reserva de generación provista por unidades que generalmente no se encuentran conectadas al sistema o grandes cargas desconectables, que puede estar totalmente disponible en algunos minutos, cuando es requerido por el operador del sistema.
b. Regulación de frecuencia en sistemas aislados con una única área de control
En el caso de considerar un sistema formado por una única área de control, la regulación secundaria de frecuencia se caracteriza por:
• Libre potencia de intercambio. No se controla los flujos de potencia entre sistemas de cada empresa.
• Solo se mantiene la frecuencia constante. • No es necesario mantener todas las unidades del área con control
secundario
c. Control secundario de frecuencia en sistemas interconectados
El estar interconectados con otros sistemas, como es la tendencia actual, mejora la confiabilidad y reduce los costos en la operación normal. En el caso de contingencias en un área, en el primer instante todas las áreas colaboran con la regulación primaria, hasta que el área afectada si así se dispuso haga su corrección de generación a través de la regulación secundaria propia. Mencionaremos diversas estrategias para el control secundario de la frecuencia en sistemas interconectados.
Control de frecuencia constante En los sistemas interconectados donde la regulación secundaria es conducida solo por la frecuencia se producen grandes oscilaciones de potencia entre áreas salvo que las acciones de regulación sean realizadas simultáneamente. Si existiese un error en la medida de frecuencia puede empeorar la situación. Supongamos un área con una medición de frecuencia mayor que en las otras áreas, ésta reducirá su generación y las restantes la aumentarán, tratando cada una de llevar la frecuencia al valor de referencia. Esta situación provoca grandes oscilaciones de potencia entre áreas.
Control de potencia de intercambios constante
121
Esta segunda opción determina que cada área es capaz de suministrar su demanda cumpliendo con los contratos de intercambio con las otras áreas. Aquí nuevamente un error en la medición de una potencia de intercambio presenta problemas de estabilidad. A modo de ejemplo supongamos un sistema con 2 áreas y el área 1 mide el intercambio menor al real mientras que el área 2 mide correctamente. En esta situación ambas aumentarán continuamente su generación y no se alcanzará su equilibrio. La situación puede repetirse en caso de que ambas áreas tengan distinto valor de intercambio programado (por error en la programación). Este método de todas formas no es satisfactorio dado que a lo ya mencionado puede suceder que si un área no es capaz de generar lo prometido el sistema se dirigirá a un colapso.
Control Tie-line bias Esta estrategia controla tanto la frecuencia como la potencia de interconexión con otras áreas. Permite a las áreas ajustar su generación ante cambios propios de la demanda sin comprometer su participación en la regulación primaria que es un recurso para todo el sistema. Es llevada a cabo a través del seguimiento del error de control de área (ECA).
DPc = - Kpr * ECA - (1/Ti) * Int (ECA dt) Int - integral. ECA = (Ta - Ts) - 10* B * (fa - fs) DPc señal de control que actúa sobre el variador de carga. Kpr ganancia proporcional del controlador del sistema. Ti constante de tiempo de integración del controlador del sistema. ECA error de control de área. Ta potencia de interconexión Ts valor programado fa frecuencia a la que la regulación primaria estabiliza el sistema. fs frecuencia de referencia. B sensibilidad de la carga y del regulador de velocidad a la frecuencia. Este valor es muy variable por lo que se usa un valor representativo.
d. Operación manual y automática de la regulación secundaria
La regulación secundaria de frecuencia en los sistemas interconectados puede realizarse de forma manual o automática (AGC). La experiencia ha mostrado que el AGC opera en forma satisfactoria ante variaciones normales de carga pero tiene muchas limitaciones ante perturbaciones como ser la salida de servicio de una unidad grande; las unidades tienen mayor capacidad de control cuando son operadas en forma manual. Para instalar un AGC se requieren de muchos detalles técnicos y buenas comunicaciones.
122
17.5. ANEXO E Ajuste rele de frecuencia f (Hz) t (s) RELÉ SUBESTACIÓN ACTÚA SOBRE
ETAPA 1 49 Inst. SEG MC R31 R32 R97 R98 R99 A9
TMFID MF R43 R45
TMFID MH R28 R51 R66 R67
ETAPA 2 48.5 Inst. CFg ME R16 R19 R71
R102 CFg MF R46
R47 R48
MFVU MJ R33 R34 R35
TMFID MK R144 CFg MN R2
R13 ETAPA 3 48.2 0.7 CFg ME R101
R108 CFg MN A8
R1 R5
MFVU MJ R146 CFg GTE L1 G. Terra-Tacuarembó; L1 G.
Terra-Valentines 48 Inst. TMFID MH R52 ETAPA 4 47.8 1.4 CFg MA L1 MA-Bifurcación; L2 MA-
Bifurcación L1 MA-Pando; L1 MA-
Maldonado ETAPA 5 47.4 3.0 CFg MC L1 MC-S. Vázquez CFg MB L1 MB-L. Piedras
Tabla 30 Ajuste rele de frecuencia.
123
17.6. ANEXO F Criterios de mantenimiento La indisponibilidad de un equipo de 500 KV implica que no se pueda sacar otro de 500 KV a la vez, salvo excepciones. No se sacan F/S (fuera de servicio) más de una línea de una misma barra generadora (central). De las seis líneas que alimentan el anillo de Montevideo de 150 KV, no se puede indisponer más de una por vez. SISTEMA DE 500 KV:
1. Transformadores de la A 500 y de la B 500:
• Demandas bajas, en otoño o primavera. Si es posible con térmico. • Preferentemente en domingo.
2. Central Palmar 500:
• Depende fuertemente de la situación energética pues indispone máquinas.
3. San Javier - Palmar 1 y 2:
• Baja demanda: en otoño o primavera. • De a una por vez; en domingo • interconexión menor de 100 MVA • Río Negro a pleno
4. Palmar - A y B 500:
• Baja demanda: en otoño o primavera. • De a una por vez; preferentemente en domingo • Río Negro a pleno
5. A - B 500:
• Se abre el anillo Montevideo en: MA-MB 150 kV, ME-MF y MF-MJ. Este criterio se adopta debido que ante la salida de una de las líneas Palmar-Montevideo (PAL-MA o PAL-MB) abre un transformador del lado de alta en 500 kV alimentado de 150 kV, quedando el otro en servicio y con una gran sobrecarga alimentando un circuito radial. Con esta configuración se logra que ante la salida de una de las líneas nombradas anteriormente, se dispare la carga correspondiente al transformador afectado.
124
Nota 1: Las indisponibilidades programadas de las demás instalaciones y equipos de los sistemas de 500 KV y de 150 KV deberán ser estudiadas y coordinadas. Nota 2: La indisponibilidad de un equipo de 500 KV implica que no se pueda sacar otro de 500 KV a la vez, salvo excepciones.
CRITERIOS GENERALES DE MANTENIMIENTOS EN 150 kV
ANILLO DE MONTEVIDEO DE 150 KV
1. Línea A - B 150:
No puede indisponerse si están F/S :
• la A - B 500 • alguno de los trafos de 500 KV
2. Línea A - I - H - F:
• Fin de semana. • En invierno: en domingo.
3. Línea A - K - F:
• Fin de semana. • En invierno: en domingo.
4. Líneas J - F, E - J, E - C:
• A estudiar y coordinar.
5. Líneas B - C 1 y 2:
• Fin de semana, preferentemente domingo.
6. C - S. Vázquez:
• A estudiar y coordinar.
7. Líneas al Este:
• Una sola línea F/S por vez. • Preferiblemente no en verano.
125
INTERCONEXIÓN 150 KV
8. Interconexión con SGU en 150 KV:
• Sábado o domingo por las tensiones.
9. S. Javier - Mercedes:
No puede sacarse estando las siguientes instalaciones F/S:
• Mercedes - Young • Interconexión con SGU en 150 KV • Paysandú - Young • Paysandú - 4 Bocas. • 4 Bocas - Salto • Terra - Young
Se debe coordinar corte en Fray Bentos.
CIRCUITO CENTRAL
10. Terra - Young:
No puede salir con las siguientes instalaciones F/S:
• Young - Mercedes • Interconexión con SGU en 150 KV • S. Javier - Mercedes • Paysandú - Young • Paysandú - 4 Bocas • 4 Bocas - Salto
11. Terra - Baygorria:
• Cualquier día.
12. Terra - A:
• Restricción ya especificada en criterios generales para las líneas que alimentan el anillo de Montevideo desde las centrales.
13. Terra - Florida:
• Idem 5.
14. Florida - A:
• Idem 5.
126
15. Baygorria - B 1 y 2:
• Idem 5.
16. Young - Mercedes:
No puede sacarse F/S con las siguientes instalaciones F/S:
• Terra - Young • Interconexión con SGU en 150 KV • S. Javier - Mercedes • Trafo de S. Javier • Salto - 4 Bocas • 4 Bocas - Paysandú • Paysandú - Young
CAPACITORES E INDUCTORES:
17. CER (A150):
• Pueden sacarse F/S en horas de demanda baja.
18. Inductores de la B150:
• Pueden sacarse F/S en horas de demanda alta.
19. Reactores de Palmar:
• Pueden sacarse F/S en horas de demanda alta.