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Aplicación de sincrofasores para protección de área amplia en el sistema eléctrico Colombiano

Aplicación de sincrofasores para protección de área

amplia en el sistema eléctrico Colombiano

Gabriel J. López – Carlos Restrepo – Andrés Eusse

– Camilo Villarreal - Jorge W. González UPB

Foto tomada de: http://yesidcardenas.com/dr/aesthetic-plastic-surgery-colombia/aesthetic-plastic-surgeon


“Proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante eventos de gran magnitud -SIRENA- 7/12/2010 - XM Los Expertos en Mercados” http://www.xm.com.co/BoletinXM/Pages/XMaldiaProyecto_SIRENA.aspx

• Calidad y confiabilidad en el suministro de energía • Incursionar en el tema de Redes Inteligentes • Apagón nacional ocurrido en el año 2007 • Otros apagones Europa, Norte América, Asia y Brasil • Protección ante eventos de rara ocurrencia pero de gran impacto . • Imposibilidad mediante la tecnología tradicional.

http://www.xm.com.co/BoletinXM/Pages/XMaldiaProyecto_SIRENA.aspx













“Proyecto SIRENA…" • Medición fasorial. • Medidas en un mismo instante de tiempo con Sincrofasores

(Unidades de Medición Fasorial PMU Phasor Measurement Units), con el uso de relojes sincronizados satelitalmente con GPS.

• Fasores sincronizados permiten imagen instantánea y comportamiento en tiempo real de todo el sistema.

• Obtener diferencia angular entre diferentes puntos en una misma unidad de tiempo.














"...Proyecto SIRENA…" • Implementar Esquema Suplementario de Protección y Control para

tomar acciones automáticas. • A futuro integrar al Centro Nacional de Despacho • Conciencia del “estado de salud” del sistema

"Proyecto ISAAC (Intelligent Supervision and Advanced Control Sytem)" Diseñar un sistema de supervisión de la red de nueva generación utilizando medición fasorial, funcionalidad distribuida y comunicaciones avanzadas.


https://www.xm.com.co/Informes%20Empresariales/Informe_gs2011.pdf












https://www.xm.com.co/Informes Empresariales/Informe_gs2011.pdf


Revisión tecnología. Potenciales aplicaciones. Caracterización de la red Metodologías, esquemas, algoritmos de control y protección. Prototipos supervisión y análisis.


…CONCEPTOS …FUNDAMENTOS


• IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS, Definition and Classification of Power System Stability, 10.1109/TPWRS.2004.825981, 2004. (IEEE/CIGRE)

Prabha Kundur (Canada, Convener), John Paserba (USA, Secretary), Venkat Ajjarapu (USA), Göran Andersson (Switzerland), Anjan Bose (USA) , Claudio Canizares (Canada), Nikos Hatziargyriou (Greece), David Hill (Australia), Alex Stankovic (USA), Carson Taylor (USA), Thierry Van Cutsem (Belgium), and Vijay Vittal (USA)


Ante una amenaza a la estabilidad, ¿qué acciones se deben ejecutar? ¿Lentas? ¿Rápidas? ¿Ninguna acción, sólo alarma, monitoreo y seguimiento?


No es adecuado mejorar la estabilidad siguiendo un único método. Lo mejor sería una combinación de varios cuidadosamente seleccionados para diferentes contingencias y condiciones del sistema. (P. Kundur.) Las soluciones para un tipo de estabilidad no deben ir en detrimento de otro tipo. Se debe considerar el comportamiento integral de todo el sistema.


Separación controlada de áreas y deslastre de carga: Evita propagar perturbaciones y fraccionamiento severo del sistema. Ejemplo de detonante: salida línea de transmisión o muy elevada generación. La detección a tiempo puede evitar trastornos severos a través de acciones correctivas.


δ

t(s)

…Criterio de las áreas iguales: Para una interpretación física…


δ …Criterio de las áreas iguales: Para una interpretación física…


Disparo de generación: Método muy empleado por años para mejorar la estabilidad transitoria (ej. Ontario Hydro Bruce Power Plant hasta 4 unidades de 750 MW cada una). Los generadores pueden desconectarse rápidamente (pero no frecuentemente a máxima carga, cuidar los térmicos). Tener cuidado a probable sobrevelocidad, esfuerzos térmicos y torques adicionales sobre los ejes. Debido al disparo de la generación, los controles deben estar en capacidad conservar la velocidad de las máquinas en valores límites adecuados, tanto en estado estable (droop del gobernador) como en estado transitorio.


Si la salida de las plantas se pudieran reducir rápidamente después de una contingencia, la potencia acelerante se podría disminuir para mantener el sincronismo. Rechazo Automático de Generación RAG. En la práctica se logran tiempos en centenas de ms.


La inminencia de la inestabilidad podría detectarse monitoreando una o varias de las siguiente cantidades: • Cambio súbito en la potencia a través de líneas de transmisión • Cambio en el ángulo de la tensión de barras • Tasas de cambio de la potencia en general • Contactos auxiliares de interruptores


Al detectarse la inminencia de la inestabilidad, se podría proceder a separar áreas de manera controlada mediante la desconexión de las líneas de enlace (entre áreas) para evitar efectos en cascada. En algunos casos se debe proceder adicionalmente a deslastrar carga hasta que se logre el balance generación – carga.

Por ej. USA – salida Pacific Intertie. Se utiliza el cambio en la potencia. Se abren 8 líneas de enlace entre áreas (Tie-Lines)


En otros casos basta con deslastrar carga para lograr la estabilidad transitoria, sin recurrir a la separación de áreas.

Deslastrar


Por ej.: Pm=Pe=0,67 (Estado Estable) Pmáx-Pm= 1,07 δ= 22,6°




Conceptos para análisis angular Ángulos de corte…Central…


Conceptos

Source: I. Dobson (Univers. of Wisconsin), , M. Parashar, C. Carter, Combining phasor measurements to monitor cutset angles, 43rd Hawaii International Conference on System Sciences, Kauai HI, Jan. 2010.

Pab =

= Susceptancia 𝑏𝑐 = 𝑏𝑗𝑗∈𝑐

𝜃𝑐 = 𝑏𝑗

𝑏𝑐𝑗∈𝑐 𝜃𝑗 𝑃𝑐 = 𝑏𝑐𝜃𝑐

Flujo dc

Este método permite obtener equivalentes a las medidas de ángulos de un sistema de potencia. La topología y la impedancia de línea son conocidas.


ˆˆˆ operationCnormalcesCdisturbanCi

∆θCA1 ≈ ∆θCA2 ≈ 0

N-2

N-2

∆θCA1 > ∆θCA2

N-2 N-1

N-2 N-1 N-X

El ángulo de corte varía entre áreas operativas

Nuevos Indicadores Estáticos (Ángulo de Corte-Cang)

El ángulo de corte (Cang) cambia dentro del área de corte (CA). Los

diagramas de barras correspondientes para el CA2, son mayores en

comparación a los de CA1 durante contingencias.


Nuevos Indicadores Dinámicos (Ángulo de Corte-Cang)

Separación de Ángulos de Corte entre dos áreas

ˆˆ )(ˆ )( operationCnormaltcesCdisturbantCi


“Centro de Inercia” del sistema (referencia angular) “Centro de Inercia” del área operacional i (“Las inercias de las máquinas son típicamente proporcionales a las salidas de potencia activa”)

“Centro de inercia” del sistema (dinámico)

𝛿𝐶𝑂𝐴 = 𝛿𝑖𝐻𝑖𝑁𝑖=1

𝐻𝑖𝑁𝑖=1

𝛿𝐶𝑂𝐴𝑖 =

𝛿𝑗𝑖𝑃𝑗

𝑖𝑁𝑗=1

𝑃𝑗𝑖𝑁

𝑗=1

𝛿𝐶 = 𝛿𝐶𝑂𝐴

𝑖𝑃𝑗𝑖𝑁

𝑖=1

𝑃𝑗𝑖𝑁

𝑖=1

Nuevos Indicadores Dinámicos (Ángulo Central-COA)


Comportamiento durante perturbaciones El área B se aleja del ángulo central


Comportamiento en condiciones normales



Comportamiento durante perturbaciones El área 5 contribuye a la separación angular


Se identifica que los generadores 2 y 4, podrían producir condiciones de inestabilidad en el sistema.

Comportamiento durante perturbaciones


APLICACIÓN EN COLOMBIA


Fuente: www.upme.gov.co


Actuación de la protección falla interruptor de la subestación Torca a 220 kV, abriendo todos los elementos conectados a sus barrajes. Las altas generaciones de las áreas Oriental y Nordeste quedan interconectadas con el resto del sistema a través de enlaces débiles, lo cual lleva a su apertura por sobrecargas. De esta manera se produce una pérdida instantánea de generación que a su vez se desconecta por sobre-frecuencia (se pierden 1404 MW). Debido al fraccionamiento se produce un desbalance en el sistema, que no puede ser compensado con el EDAC dado el degradamiento de la red y la respuesta dinámica de cargas. Se produce el colapso del SIN (88% de demanda no atendida).


Las simulaciones, cuentan con los modelos de actuación del EDAC y protecciones por sobrefrecuencia en los generadores. La duración de los periodos simulados es de 15 segundos, pasado este tiempo se encuentra que la demanda no atendida asciende a 5965.46MW, y los rechazos de generación suman 1404 MW.


Fuente: www.upme.gov.co


El apagón generalizado ocurre a los 4.8 s (el evento del 51BF ocurrió 100 ms después de iniciar la simulación).


Metodología 1

δCOA

AO Identificada

Acciones de

control

EDAC RAG

Evaluación

del sistema

¿Estable?

Fin

(Evaluación económica Demanda

no atendida)

Sí

No

Propuesto por la

metodología

Ondas evento sin aplicar M1


Metodología 1: Tensiones y frecuencias Sin Acciones

Con Acciones


Metodología 1: Desarrollo del evento

La metodología sugiere desconectar generación en Ecuador (separarlo en este caso) a los 4,2s (3,87+delay), 300 ms antes de la actuación del ESA. Además recomienda rechazar generación en el área Oriental a los 4,6s (4,36s+delay).


Metodología 2

Evaluación del

sistema

¿Estable?

Fin

(Evaluación económica

Demanda no atendida)

Sí

Aislar

ʃθCdt

(Menor energía

acumulada)

δCOA

dθC/dt

¿Excede

umbral?

dδCOA/dt

¿Excede

umbral?

Sí

Yes

No

θC


Metodología 2

1 2 3

4 5

1 2

3 4 5


Metodología 2: Tensiones y frecuencias

Sin Acciones

Con Acciones



La metodología sugiere separar Ecuador a los 2,8s (2,56s+delay), casi 2s antes de la actuación del ESA. Se evita deslastre de carga en Ecuador, al mismo tiempo se mejoran los perfiles de tensión en dicha zona.


Fin

(Evaluación económica

Demanda no atendida)

δCOA

AO Identificada

Acciones de

control

EDAC RAGNo

Evaluación del

sistema

¿Estable?

Sí

Aislar

ʃθCdt

(Menor energía

acumulada)

¿Excede

umbral?

¿Excede

umbral?

Sí

Sí

No

δCOA

dθC/dt dδCOA/dt

θC

Metodología 3


Metodología 3


Sin Acciones

Con Acciones

Metodología 3: Tensiones y frecuencias



La metodología sugiere separar Ecuador a los 2,8 s, y rechazo de generación a los 4,6 s. Se evita el deslastre de carga en Ecuador, y se mejoran las tensiones en el área Suroccidental.


Resultados Metodologías

Generación Rechazada [MW]

Demanda no atendida [MW]

Porcentaje de Demanda no atendida [%]

Caso base 1404 5965.46 88.14%

Metodología 1 1058 4215.85 62.29%

Metodología 2 1404 6193.22 91.50%

Metodología 3 1058 4215.85 62.29%


Comparativo de las Metodologías: Desarrollo del evento


Desarrollo de un sistema con aplicación en tiempo real para el monitoreo de la Estabilidad de Tensión (Salazar G.,

Rincón J., UPB)

Se propondrá la ubicación óptima de PMU’s en el área de estudio con el fin de tener una muy buena estimación de este margen

El resultado final es ilustrar que es posible utilizar una metodología en línea y basada en sincrofasores, para la estimación del margen de estabilidad de un área operativa o de la totalidad del SIN Colombiano.


Gracias

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