* Av. Córdoba 859 6º Piso A – (1054) Ciudad de Buenos Aires – eduardopotenzoni@sieye.com.ar

APLICACIÓN DE UN DISPOSITIVO DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA ADAPTIVO EN

UN SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA AISLADO

E. POTENZONI* J.L. ALONSO E. RODRÍGUEZ SAA SIEyE S.R.L. SIEyE S.R.L. ABB S.A. Argentina Argentina Argentina

Resumen – La utilización de los Sistemas de Desconexión Automática de Generación y Demanda (DAG

y DAD), en la Operación y Control de Sistemas han permitido un aumento del nivel utilización de las

instalaciones de transmisión en los sistemas eléctrico, evitando el colapso de los sistemas ante la ocurrencia

de contingencias en los mismos.

En este trabajo se presenta una aplicación de los sistemas de desconexión automática, realizada para

un sistema de suministro eléctrico de mediana envergadura, correspondiente a un área de explotación

petrolera. La finalidad de la aplicación de este dispositivo en el sistema fue la de realizar el control de

estabilidad transitoria, la sobrecarga de vínculos, y el control de perfil de tensiones en las barras. De esta

manera, se minimizan las perturbaciones en el sistema, y se pueden seleccionar las cargas a desconectar, lo

que permite priorizar las demandas asociadas a la producción en detrimento de las otras.

En esta aplicación particular de los sistemas de DAG Y DAD, se ha contemplado la posibilidad que las

acciones a realizar se “adapten” a las condiciones particulares del despacho de máquinas generadoras del

sistema. De esta manera, la acción de DAD a realizar ante la ocurrencia de una contingencia de un

generador contempla, la potencia máxima de generación de cada máquina (de acuerdo a las condiciones

atmosféricas de momento), la reserva rotante de las máquinas que quedan en servicio, la variación de

frecuencia admisible en el sistema, y la velocidad de variación de la potencia generada en cada máquina.

Para el ajuste del sistema de DAG y DAD implementado en este sistema, se realizaron estudios de

estado estacionario (Flujos de Carga) y de Estabilidad Transitoria, para distintos escenarios de generación

y demanda, de manera de identificar a priori las contingencias de aplicación. Asimismo, se determinaron las

oscilaciones de frecuencia máximas admisibles, que no producen perturbaciones en el resto del

equipamiento, y que determinan el aporte de regulación primaria de potencia de las máquinas en servicio.

De esta manera se determinó un conjunto de funciones, asociadas a contingencias, que definen la magnitud

de las acciones a realizar.

Como resultado de la aplicación de este dispositivo, se ha logrado disminuir la desconexión de carga

respecto de la actuación independiente de los relés de corte por subfrecuencia o baja tensión, ya que se

maximiza la utilización de la reserva rotante de las máquinas en servicio, y se anticipan y seleccionan las

demandas a ser desconectada.

Palabras clave: Sistema de Potencia – Control – Operación – Desconexión Automática – Adaptivo –

Reserva Rotante – Estabilidad Transitoria 1 INTRODUCCIÓN

Los Sistemas de DAG y DAD han tenido un desarrollo importante en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), a partir de su aplicación en corredores del sistema que son fuertemente solicitados, como las interconexiones del Comahue – Gran Buenos Aires (GBA) y Noreste Argentino (NEA) – GBA, que transfieren los importante excedente de generación al área del GBA.

XIII ERIAC DÉCIMO TERCER ENCUENTRO

REGIONAL IBEROAMERICANO DE CIGRÉ

24 al 28 de mayo de 2009

Comité de Estudio B5 - Protecciones de Sistemas y Automatización de Subestaciones

XIII/PI-B5 -25 Puerto Iguazú

Argentina

2

En estos sistemas de desconexión, el objetivo es la separación rápida de generación ante contingencias de líneas que limitan la capacidad de transferencia de estos corredores, de manera de evitar sobrecargas, oscilaciones de potencia por las líneas, y finalmente la pérdida de sincronismo de las máquinas generadoras. De esta manera, se logra un aumento del nivel de utilización de las instalaciones de transmisión en los corredores eléctrico, evitando el colapso de los sistemas ante la ocurrencia de contingencias en los mismos. Las acciones de desconexión a realizar, están predeterminadas de acuerdo al nivel de transferencias por los vínculos afectados. En este caso particular, se presenta una aplicación de los sistemas de desconexión automática, realizada en el sistema de suministro eléctrico del área de explotación petrolera de Cerro Dragón (provincia de Santa Cruz, Argentina) de la empresa Pan American Energy, para la cual se realizaron los estudios eléctricos que permitieron identificar los escenarios de actuación y las acciones a realizar para las distintas contingencias del sistema. La finalidad del sistema DAG /DAD en el sistema fue la de realizar el control de estabilidad transitoria, la sobrecarga de vínculos, y el control de perfil de tensiones en la barra. De esta manera, se minimizan las perturbaciones en el sistema y se seleccionan las cargas a desconectar, lo que permite jerarquizar las demandas asociadas a la producción petrolera, evitando dentro de lo posible su desconexión. Se ha considerado en esta implementación, la posibilidad de que las acciones a ejecutar se “adapten” a las condiciones particulares del despacho de máquinas generadoras del sistema, dado que la DAD aplicada ante la ocurrencia de una contingencia de un generador contempla, la potencia máxima de generación de cada máquina (de acuerdo a las condiciones atmosféricas de momento), la reserva rotante de los generadores que quedan en servicio, la variación de frecuencia admisible en el sistema, y la velocidad de variación de la generación de cada máquina. 2 DESCRIPCIÓN DE FUNCIONAMIENTO DEL DISPOSITIVO

2.1 Características Generales

El sistema DAG / DAD implementado ha sido diseñado, como un complemento del sistema de desconexión de carga por baja Frecuencia / Tensión, de manera de que este último sea un sistema de backup del primero. De esta manera, se logra un aumento de la confiabilidad del conjunto, ya que se dispone de dos dispositivos funcionando en paralelo, para el control del sistema. El ajuste de ambos dispositivo debe lograr que no existan superposiciones en el funcionamiento de los mismos. En la siguiente gráfica se indican la forma de actuación del dispositivo DAG / DAD y los sistemas de Relé de Desconexión de carga por Baja Frecuencia y Tensión, y de Protecciones, para las dos contingencias que originan la actuación de los dispositivos.

TABLA I. FORMA DE ACTUACIÓN DEL DISPOSITIVO DAG / DAD

Contingencia

Consecuencia Baja Frecuencia Baja Tensión Baja Tensión

A DAG / DAD DAD DAD

<20

0 m

s

DAD DAG DAD

BRelé (R) y

Protecciones (P)R. Desc. Carga R. Desc. Carga

>20

0 m

s

R. Desc. Carga

Falla de Generador Falla de Línea o Transformador

Sobrecarga de Rama

P. Desc. de Elemento Sobrecargado (*)

Tie

mp

o d

e A

ctu

ació

n

En la gráfica anterior se puede ver que, a partir de la aparición de una contingencia (Falla de Generador o Línea / Transformador), el Sistema DAG / DAD actúa a partir de la detección de la apertura del componente en falla, mientras que los Sistemas de Relé de Corte por Baja Frecuencia / Tensión (Rele) y Protecciones de Líneas o Transformadores (Protecciones) detectan las consecuencias que produce la contingencia (baja frecuencia, baja tensión y/o sobrecarga de rama). Además, se ha coordinado el funcionamiento de ambos sistemas, de manera tal que el Sistema DAG /DAD actúa en un tiempo menor a 200 ms (este tiempo está impuesto por las características físicas del dispositivo), y los sistemas de Relé y Protecciones deben calibrarse para una actuación en tiempos mayores a los anteriores, evitando así cualquier superposición en la actuación de ambos sistemas y siendo de esa manera un respaldo del sistema DAG /DAD.

3

La diferencia fundamental de actuación que tienen ambos sistemas, se presenta para contingencias que producen “Sobrecarga de Rama”, dado que la actuación de las Protecciones produce la desconexión de un componente sobrecargado, mientras que el Sistema DAG / DAD actúa de manera de evitarla. De esta manera, las consecuencias de la contingencia inicial se ven minimizadas, en contraposición con la situación de actuación del sistema de Protecciones que ocasiones una desconexión adicional de otro componente. Un ejemplo típico de esta situación, es la falla de uno de dos transformadores funcionando en paralelo (con una carga inicial en cada uno de ellos mayor al 50 %), de forma tal que se produce la sobrecarga del que queda en servicio. La actuación del sistema DAG / DAD en este ejemplo, produciría una desconexión controlada de demanda de manera de eliminar la sobrecarga, mientras que la actuación del sistema de Protección del transformador provocaría la desconexión del transformador en servicio, con la pérdida total de la demanda.

2.2 Adaptabilidad del Sistema

En esta aplicación particular del sistema DAG /DAD, se ha contemplado para la contingencia de algún generador, que el dispositivo determine el corte de demanda, de manera de obtener una excursión de la frecuencia que sea admisible para el sistema, y se minimice el corte de carga de acuerdo a:

• Las condiciones de despacho. • El aporte de regulación primaria de las máquinas que quedan en servicio. • La potencia máxima de acuerdo a la temperatura ambiente. • La velocidad de variación de la potencia generada en cada máquina (estatismo de la máquina

generadora).

Para ello se recurre a la característica de regulación de las máquinas generadoras, denominado estatismo [1]. El estatismo de una máquina (Ri) se define como el cociente de la variación relativa de la frecuencia, respecto de la variación relativa de la potencia entregada, como se indica en la expresión (1).

ffff

P

f1

f2

P1 P2

Fig. 1. Característica de Regulación de un Generador

ii

iPmP

fR

/

50/

∆

∆= (1)

Donde: Ri = Estatismo máquina i DDDDF = Variación de Frecuencia, este es el valor final de variación luego del transitorio. 50 = Frecuencia Nominal DDDDPi = Variación de Potencia de la Máquina i Pmi = Potencia de Carga Máxima de la Máquina i

El aporte de potencia de las máquinas que quedan en servicio (∆PT) posterior a la pérdida de generación, se determina a partir del estatismo de las máquinas y la variación de frecuencia admisible en el sistema, de acuerdo a la siguiente ecuación:

∑∑== ×

×∆=∆=∆

n

i i

in

i

iTR

PmfPP

11 50 (2)

Donde: n = Cantidad de máquinas en servicio

∑= ×

×∆=∆

n

i i

i

TR

PmfP

1 50 (3)

4

En consecuencia, el DAD a aplicar será la diferencia entre la potencia que generaba la máquina que sale de servicio (PgL), y el aumento de generación de las máquinas que quedan en servicio.

∑= ×

×∆−=

n

i i

i

LR

PmfPgDAC

1 50 > 0 (4)

Donde: DAD = Magnitud de la Potencia a desconecta por DAD PgL = Potencia Generada por la Máquina L, que sale de servicio

O sea el que valor de DAD es el determinado en la ecuación (4), cuando es mayor que cero, caso contrario el aporte de regulación de las máquinas (para la variación admisible de frecuencia) es mayor que la potencia de la máquina que sale de servicio, y no es necesario realizar DAD.

Por otra parte, la Potencia de Carga Máxima está afectada por la temperatura y el grado de degradación de la máquina generadora. De esta manera, se utilizan funciones (indicadas por los fabricantes de los generadores) para determinar la Potencia de Carga Máxima real de cada máquina.

)(13874)(916.48)(0719.1 12

1tan FcTTPm iTi ×+×−×−= (5)

)(704.39)09.1)(006.0( 1 FcTPm iGE ××+×−= (6)

Donde:

PmTitan i PmGE i = Potencia de Carga Máxima de Máquina Titan y GE respectivamente. T1 = T° en admisión de Turbina. Fc = Factor de Corrección en función de Degradación de la Máquina. El Fc inicialmente es 1

hasta el nuevo Ensayo de Perfomance. 3 SISTEMA ELÉCTRICO DE APLICACIÓN DEL DISPOSITIVO

3.1 Características Generales

El sistema de suministro eléctrico para alimentación de carga de origen petrolero, esta conformado por una red de líneas aéreas en 33 y 132 kV, con cuatro centrales de generación que permiten abastecer una demanda que va desde los 170 a 210 MW (para el 2008 al 2010, respectivamente). Aunque tiene la posibilidad de conectarse al Sistema Patagónico en la ET 132 kV Valle Hermoso, se opera aislada del mismo. A continuación se realiza una descripción sencilla del sistema.

3.2 Topología

El sistema eléctrico esta conformado por una red en 132 kV que opera en paralelo con otra más débil de 33 kV, con 5 Estaciones Transformadoras (EETT) en 132 kV, y 4 centros de generación para el año horizonte (2010).

G2 G3 G4 G1 G5 G2 G3 G1

G1 G2 G1 G2

ET Oriental ET Meseta 14

ET Zorro 2 ET C. Dragón 2 ET V. Hermoso 2

ET V. Hermoso 1

ET Zorro 1 ET C. Dragón 1

132 kV

33 kV

CAS Cu 3 (1x300 mm

2)

CAS Cu 3 (3x150 mm

2)

33 kV

132 kV

LMT DT Al/Ac 95/15 mm

2 LMT DT Al/Ac

95/15 mm2

LMT DT Al/Ac 95/15 mm

2

Fig. 2. Conformación del Sistema Eléctrico

5

3.3 Generación

La generación esta concentrada en cuatro EETT, según el siguiente detalle:

1. Zorro I: 5 x TG Titan de 12 MW (60 MW) 2. Cerro Dragón I: 3 x TG Titan de 12 MW (36 MW) 3. Zorro II: 2 x TG General Electric de 40 MW (80 MW) 4. Cerro Dragón II: 2 x TG General Electric de 40 MW (80 MW)

Que en total significan 256 MW de potencia instalada.

3.4 Demanda

En la tabla siguiente se detalla la distribución de demandas en las distintas EETT, y su evolución en el período 2008 – 2010.

TABLA II. DEMANDAS DEL SISTEMA (EN MW)

Año Meseta 14 Oriental Zorro C. Dragón V. Hermoso Total 2008 7.00 18.53 66.42 54.49 26.30 172.74 2009 7.33 20.80 72.52 63.86 27.95 192.47 2010 7.99 22.94 80.08 72.18 28.61 211.80

4 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPAMIENTOS DEL DISPOSITIVO DAG /DAD

En base a los estudios eléctricos preliminares se diseñó la Arquitectura del Sistema para que tenga la capacidad de detectar eventos de salida de servicio de vínculos entre estaciones de 132 kV, entre estaciones principales de 33 kV, y desconexión de generadores. A su vez, se requiere que el dispositivo pueda realizar acciones de alivio de cargas, y desconexión y reducción de generación, de acuerdo a lo que sea necesario en cada momento.

El sistema está compuesto por:

1. Estación Maestra con arquitectura Hot Stand-By, que concentra toda la información del sistema eléctrico, evalúa las acciones necesarias para cada evento en cada momento y predispone a los PLCs. La Estación Maestra cumple también la función de registro de eventos, y cálculos, permitiendo una completa trazabilidad del automatismo.

2. PLC de Estaciones que toman información de campo, y tienen como función principal la detección de los eventos, y la ejecución de las acciones de desconexión de cargas necesarias.

En una primera etapa se instalan dos PLCs, una en la ET Zorro 2, con módulos remotos en las estaciones ET Zorro 1, CT Zorro y ET PIA Zorro, y otro en la ET Cerro Dragón 2, con módulos remotos en las estaciones CT Cerro Dragón, y ET PIA Cañadón Grande 8. Los módulos remotos se comunicarán con los PLCs principales a través del protocolo Profibus DVP1. Los PLCs se comunicarán entre ellos por medio de la red LAN utilizando el protocolo MMS interno de los mismos. Los PLCs están conectados a la Red de Proceso del Sistema de Telecontrol de PAE, y se comunican a través de OPC con la Estación Maestra, la cual está instalada en la sala de Servidores del Centro de Control de PAE, y conectada también a la Red de Proceso. De esta forma también pueden intercambiar información en tiempo real la Estación Maestra con los Servidores SCADA. El dispositivo DAG / DAD, de acuerdo a características propias del mismo, tiene un tiempo máximo de actuación de 200 mseg, dado que 150 mseg insume la detección de la contingencia, elaboración de la acción correctiva y envío de señal de disparo; mientras que la actuación del interruptor demora 50 mseg más. 5 CALIBRACIÓN DEL DISPOSITIVO

Para la calibración del dispositivo, se realizaron estudios eléctricos que permitan identificar: • Las Contingencias que requieren la actuación del dispositivo. • Las Acciones Correctivas a aplicar. • Los Parámetros de Ajuste de las funciones que determinan la forma de actuación del dispositivo.

Para ello se realizaron estudios en el sistema de aplicación de estados estacionario y estabilidad transitoria, que se detallan a continuación.

6

5.1 Estudios de Estado Estacionario

Se analizó un conjunto de contingencias que representan los posibles estados de falla del sistema, ante la ocurrencia de fallas en el mismo. Las contingencias analizadas comprendieron, las fallas simples y las dobles correspondientes solo a líneas doble ternas, de manera de poder identificar problemas de tensión o sobrecargas, posteriores a la falla. El análisis en régimen permanente se realizó a través del cálculo de flujo de carga, y solo se consideraron contingencias en elementos pasivos de red, (líneas / cables y transformadores), dado que cualquier otra falla requiere del redespacho de generadores, con lo cual se invalida los resultados obtenidos. Como resultado de este análisis se obtuvo:

a) El listado de contingencias que producen algún tipo de violación.

b) Las acciones correctivas, que en principio. son necesarias para evitar la violación (desconexión de carga o apertura de algún componente).

5.2 Estudios de Estabilidad Transitoria

Los estudios de Estabilidad Transitoria permiten verificar que las acciones correctivas previstas para evitar las violaciones, identificadas en el punto anterior, permiten alcanzar el efecto deseado. Además, se analizaron también, las contingencias de Generadores y Cargas, a fin de identificar las acciones tendientes a preservar el sistema después de las mismas. Del análisis de contingencias, tanto en flujo de carga como en estabilidad, se desprenden la necesidad de implementar automatismos, dirigidos a la Desconexión Automática de Demanda (DAD), ya sea para controlar sobrecargas en vínculos o generadores, evitar la pérdida de sincronismo de máquinas generadoras y también adecuar los perfiles de tensiones postfallas.

5.3 Ajuste del Sistema DAD ante pérdida de Generación

Se realizaron varias simulaciones, a fin de definir el valor de DF de la ecuación (4), de manera tal que la evolución de la frecuencia durante el transitorio alcance valores aceptables para el sistema. Se realizó la simulación de falla de generación en el sistema, de manera tal que la reserva rotante sea suficiente para suplir la generación perdida y no se produzcan cortes de carga durante el transitorio. Se encontró que con una variación final de la frecuencia de 0.4 Hz, la excursión máxima de la frecuencia durante el transitorio era menor a 0.5 Hz, lo cual evita la aparición inconvenientes durante el mismo (Fig. 3).

Fig. 3. Evolución de la Frecuencia durante el Transitorio

7

6 SIMULACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO

Para la verificación del funcionamiento del dispositivo, se realizó la simulación de la falla de un generador GE considerando, en distintos casos, la actuación del dispositivo DAG / DAD y de los relé de subfrecuencia, para poder comparar su funcionamiento individual. La tabla siguiente muestra el despacho de generadores previo a la falla, en el que se indica en Pm la Potencia de Carga Máxima afectada por la temperatura, obtenidas con las ecuaciones (5) y (6), para una temperatura de 17 ºC.

TABLA III. DESPACHO DE GENERADORES

Tipo Máquina Nombre Tensión PG Pm Estatismo Pbase FC [kV] [MW] [MW] [%] [MWVA]

GE 15606 TG1-ZO2 11.5 37.0 39.2 4.0% 58.71 1

GE 15610 TG1-CD2 11.5 37.0 39.2 4.0% 58.71 1

GE 15612 TG2-CD2 11.5 37.0 39.2 4.0% 58.71 1

Titan 15600 TG1-CD1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Titan 15602 TG2-CD1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Titan 15604 TG1-ZO1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Titan 15620 TG2-ZO1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Titan 15622 TG3-ZO1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Titan 15624 TG4-ZO1 13.2 10.0 12.7 4.0% 15.00 1

Total= 171.0 190.3

En el caso considerado, se simula la pérdida de 37 MW de generación (máquina 15610), y la regulación primaria de las máquinas en servicio aportan un total de 19.73 MW, por lo que es necesario el corte de 17.27 MW (esto es considerando un Df de 0.4 Hz). La tabla siguiente muestra los cálculos realizados.

TABLA IV. DETERMINACIÓN DE DAD (MW)

DDDDF [Hz]= 0.4 fn [Hz]= 50 Tº [ºC]= 17

Maquina F/S= 15610 37 MW DAD= 17.27

Máquina Nombre Tensión PG DDDD PG PG Tot

[kV] [MW] [MW] [MW] 15606 TG1-ZO2 11.5 37 2.23 39.23 (*)

15610 TG1-CD2 11.5 0 0.00 0.00

15612 TG2-CD2 11.5 37 2.23 39.23 (*)

15600 TG1-CD1 13.2 10 2.55 12.55

15602 TG2-CD1 13.2 10 2.55 12.55

15604 TG1-ZO1 13.2 10 2.55 12.55

15620 TG2-ZO1 13.2 10 2.55 12.55

15622 TG3-ZO1 13.2 10 2.55 12.55

15624 TG4-ZO1 13.2 10 2.55 12.55

Total= 134.00 19.73 153.73 (*): Máquinas que alcanzan la Potencia de Carga Máxima.

Se instrumento una reducción de la demanda equivalente al DAD determinado anteriormente, que se efectivizó en 200 mseg, cortando un total de 17.3 MW. Por otro lado, se implementó la simulación sin la actuación del dispositivo DAD, dejando que actúen los relés de corte por subfrecuencia, a fin de comparar el funcionamiento de ambos sistema, y verificar que no se produzcan superposiciones. La figura 4 muestra la evolución de la frecuencia para ambos casos.

8

Fig. 4. Evolución de la frecuencia para ambos casos.

Puede observarse en la gráfica anterior, que el sistema de desconexión de carga por baja frecuencia actúa con posterioridad al Dispositivo DAG /DAD (debido al ajuste adoptado en los relé de corte de carga), y se alcanza una frecuencia mínima poco menor a 49 Hz, con una desconexión de carga 2 MW más grande, ya que la frecuencia final es mayor (49.65 Hz). El Dispositivo DAG /DAD opera primero y realiza un corte menor de demanda, que optimiza la reserva rotante disponible en el sistema, y alcanza una frecuencia final de 49.6 Hz. 7 CONCLUSIONES

En este trabajo se han mostrado los beneficios de la instalación del Dispositivo DAG / DAD Adaptivo a las condiciones de despacho en el sistema eléctrico de estudio, ya que se ha logrado:

• Disponer de un dispositivo adicional para el control de las contingencias en el sistema, lo cual significa un aumento en la confiabilidad del suministro.

• Minimizar las consecuencias de las contingencias: - Permite seleccionar las cargas a desconectar, de manera de priorizar las demandas sensibles y

evitando en los posible su desconexión. - Optimizar la reserva rotante de las máquinas, en función del despacho particular existente al

momento de la falla, a fin de minimizar el corte de carga, por el aporte de la regulación primaria de las máquinas generadoras.

• Evitar la salida de servicio de componentes por sobrecarga, ya que la actuación de las Protecciones produce la desconexión del componente sobrecargado, mientras que el Sistema DAG / DAD actúa de manera de evitarla. De esta forma, las consecuencias de la contingencia inicial se ven minimizadas, en contraposición con la situación de actuación del sistema de Protecciones que ocasiones una desconexión adicional de otro componente.

8 BIBLIOGRAFÍA

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