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SANTIAGO , Chile 25 de julio de 2016

CAMMESA

ARGENTINA

OSCILACIONES INTERAREAS EN EL SADIEXPERIENCIAS Y SOLUCIONES

1

2

• Presentar experiencias en el SADI sobre oscilaciones electromecánicas inter-áreas.

• Describir los estudios realizados para el diagnóstico del problema y desarrollo del Esquema de Estabilización Suplementaria (EES) .

• Comentar el proyecto y tareas desarrolladas para aumentar el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia.

• Destacar los resultados obtenidos y criterios adoptados hasta la fecha para preservar los márgenes de estabilidad oscilatoria del SADI.

Alcance:


3SANTIAGO , Chile 25 de julio de 2016

OSCILACION ELECTROMECANICA

• FRECUENCIA SUBSINCRÓNICA (0,1 2,5 HZ) visible en magnitudes eléctricas (potencia, tensión, frecuencia, etc.) que se origina en la oscilación de los ROTORES de los GENERADORES ante pequeñas perturbaciones en la red –pequeñas o grandes -(maniobras de equipos, escalones de demanda, apertura de líneas, cortocircuitos, etc…) .


OSCILACIÓN INTERÁREA

• Modo de oscilación electromecánico de BAJA FRECUENCIA (< 0.7Hz ) con significativa participación de GRUPOS DE GENERADORES de diferentes áreas observable en las potencias transportadas por las líneas de interconexión de alta tensión.

• Los ARROLLAMIENTOS AMORTIGUADORES DE LOS GENERADORES tienen menor eficacia cuanto menor es la frecuencia de oscilación y ,en consecuencia, los modos INTERAREAS suelen presentar un amortiguamiento menor que los MODOS LOCALES de oscilación.

• ¿Cuándo se manifestaron las primeras oscilaciones inter-área en el SADI?

SIP

Comahue

GBA -LITORALcentro

de carga

CentroCuyoNOA

SADI : 500 kV

1986

Se interconectó el área NOA y

al mismo tiempo aumentó la

generación instalada en

CENTRO –CUYO y el

COMAHUE


Período 1988 – 1995

• Desde el año 1988 el SADI daba indicios de un deterioro progresivo del amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas, con la aparición de cada vez más frecuentes eventos oscilatorios.

• Las oscilaciones eran visibles en diversas partes del SADI y limitaban la capacidad de transporte de los principales corredores de 500 kV.

• Este problema se agravó con el ingreso de importantes centrales alejadas de los centros de carga (COMAHUE y NOA), hasta llegar a una situación crítica en el año 1995, llegándose a detectar hasta 4 episodios oscilatorios diarios.


Registro de frecuencia en Rosario 01/08/94



Disminución generación en el área COMAHUE

50 Hz

49 Hz

49,2 Hz



1,8 seg

Oscilación interárea 01/08/94 ≈ 0,55 Hz

SIP

Comahue

GBA centrode carga

CentroCuyoNOA

SADI : 500 kV

1995

C.T Güemes

LAT 500 kV

Almafuerte – RosarioOeste

Oscilaciones ± 400 MW


Período 1988 – 1995

• Las oscilaciones se manifestaban ante altas transferencias desde Comahue hacia GBA, en horas correspondientes a picos de carga (matutino y nocturno), y durante maniobras de aumento de carga en centrales hidroeléctricas de mediano y gran porte.

• Ante maniobras de rápida toma de carga en centrales carentes de PSS o equipadas con PSS de Potencia eléctrica, el amortiguamiento podía disminuir a valores cercanos a cero.

• La frecuencia típica de oscilación era ≈ 0,5 Hz. Eran visibles en gran parte del SADI. Las oscilaciones en la luz emitida por lámparas incandescentes permitían medir su período con un simple reloj.


Período 1988 – 1995

• Era necesario reducir rápidamente la generación de las centrales más alejadas del centro de carga (COMAHUE y NOA) FUERTE RESTRICCION AL DESPACHO ECONOMICO DE GENERACION

• Estas oscilaciones impedían el pleno aprovechamiento de la capacidad de transporte en 500 kV.

• Algunas centrales carecían de PSS, otras operaban con PSS basados en señales no adecuadas, o su calibración, establecida durante la puesta en servicio de cada grupo, solamente contemplaba su aporte al amortiguamiento del MODO LOCAL de oscilación del generador.

URUGUAY

BOLIVIA PARAGUAY

BR

AS

IL

CH

ILE

YacyretáResistencia

Salto Grande

El Bracho

Malvinas

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)

+

1000 MW (II)

Choele

Choel

C.Elia San Javier

COMAHUE

Olavarría

B.Blanca

Puelches

Abasto

S.Tomé

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

P.Aguila

Chocón

GBA

Límite por oscilaciones ≈ 2500 MW

Menos de 850 MW por línea

CORREDOR COMAHUE – GBA Año 1995


DESARROLLO DEL EES

Esquema de Estabilización Suplementaria del SADI

Dentro de la Res. SE Nº 285/94: “Contrato para la Provisión de

Recursos Estabilizantes para el SADI”, CAMMESA decide:

• Reajustar sistemas de control de excitación (AVR) yestabilizadores (PSS) existentes.

• Agregar nuevos PSS o reemplazar existentes.

• Realizar estudios de Análisis Modal del SADI para:• Definir la CENTRALES CLAVES para instalar PSS• Calibrar los PSS del EES de manera que operen con la

mínima ganancia necesaria.• Definir la ubicación del equipamiento para monitorear las

oscilaciones (SMO).


EES: AMORTIGUAMIENTO MINIMO REQUERIDO

• ESCENARIO BASE RED N : Todas las líneas de 500kV E/S -elevado despacho de generación térmica en el centro de carga ξ ≥ 15%

• ESCENARIO CRITICO RED N: Todas las líneas de 500kV E/S -mínima generación en el centro de carga ξ ≥ 10%

• ESCENARIO N-1 PROGRAMADO : 1 línea de 500kV F/S. ξ ≥ 10%.

• ESCENARIO POST-FALLA (red N-1): Transitorio después de la interrupción forzada de una línea de 500kV, para cualquier despacho de generación. ξ ≥ 5 %.


EES: ESTABILIZADORES REQUERIDOS

• RANGO DE FRECUENCIAS: Capacidad de amortiguar modos de oscilación electromecánicos en el rango de 0,1 a 2,5 Hz

• FILOSOFIA de CONTROL: “Potencia acelerante” ó “integral de la potencia acelerante”, con los filtros adecuados para “inferir” esta variable de las señales de entrada.

• POTECCIONES para “redes débiles”: Estar equipados con protecciones para ser desactivados (Lógicas ON – OFF, Wash outadaptivo) ante grandes perturbaciones (cortocircuitos cercanos al generador) y evitar que disminuyan la cupla sincronizante del generador.

Modelo PSS Requeridos


ANALISIS MODAL

VERIFICACIÓN DEL AMORTIGUAMIENTO DEL SADI

• Se realizó un diagnóstico del amortiguamiento de aquellos MODOS ELECTROMECÁNICOS DE OSCILACIÓN que podían afectar el libre despacho de unidades generadores y o limitar el uso de las líneas de interconexión.

• El análisis se centró en los modos ubicados en el plano (, j), cercanos al eje de frecuencias de bajo amortiguamiento.

• Se emplearon métodos simplificados de análisis Modal para enfocar el estudio a un subconjunto de modos electromecánicos de interés.

• Estos métodos permitieron analizar una gran cantidad de escenarios, centrando el interés en unos pocos modos de oscilación.

CAMMESA

SIP

Ejemplo:

Escenario

estudiado

SADI 500 kV

1996

Comahue

GBA centrode carga

3300MW

NOA

Mínima

ANALISIS MODAL


ANALISIS MODAL (SMAS3)

Nº REAL IMAG DAMP(%) FREQ(Hz)

ξ1 -.2844 4.9924 5.690 0.79462 -.0053 4.4005 .1200 0.70043 -.3580 4.2434 8.410 0.67544 -.4135 3.3038 12.42 0.52585 .2791 3.2274 -8.62 0.5137

• Se identificaron dos modos oscilatorios críticos de una frecuencia cercana a 0,5 Hz (inestable) y otro a 0,7 Hz (amortiguamiento nulo).


EES: Generadores claves

• Para transportar 3300 MW desde El Comahue GBA, era necesario adicionar fuentes de amortiguamiento suplementario (PSS), en generadores del SADI.

¿EN CUANTOS?

• El análisis modal mostró que algunos generadores participaban en mayor medida en los Modos críticos que otros Se identificaron los generadores con mayor potencial para contribuir en el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia.

• El EES (ESQUEMA de ESTABILIZACION SUPLEMENTARIA) del SADI se desarrolló en base a los generadores CLAVES identificados a partir del análisis Modal.

CAMMESA

SIP

PSS adicionados

•Agua del Toro (2 x 60MW)

•Los Reyunos (2 x 112MW)

•Embalse (1 x 650 MW)

•Güemes (2 x 60MW + 1x

125MW)

•Piedrabuena (2 x 310 MW)

PSS remplazados•Río Grande, Pot. eléctrica (4x 210 MW)•El Chocón, Pot. eléctrica (6 x 200 MW)•P.Banderita, Pot. eléctrica (2 x 225 MW)•Agua del Cajón, Pot. eléctrica (4 x 48 MW)•Yacyreta, (Pot. y frecuencia) (10 x 155MW)•Alicura, (Pot. y frecuencia) (4 x 250 MW)•Salto Grande (14 x 135 MW) •Piedra del Aguila (4 x 350 MW)

PSS existentes recalibrados• Loma de la lata (3 x125 MW)• TG6 Agua del Cajón (125 MW)

EES: Generadores claves


IMPLEMENTACION del EES

• ESTUDIOS DE DETALLE: Fueron realizados partiendo de MODELOS de CONTROLES de los generadores CLAVES verificados contra registros de ensayos

• En base a ensayos PROCEDIMIENTO TECNICO Nro. 4 de CAMMESA, se identificaron las funciones de transferencia del AVR, PSS y sistema de excitación. Se identificaron y/o confirmaron los límites de los sistemas de excitación.

• Se buscó un ajuste óptimo (compensación de fase) para los PSS de manera que operen con la mínima ganancia necesaria.

• Se agregaron/reemplazaron/recalibraron los PSS en más de 60 generadores del SADI, con una potencia instalada total superior a los 10.000 MW.


Rampa Toma de carga Grupo 1 C.H ALICURA (250 MW)

Tensión en bornes del generador


• Mediante el “Análisis Modal” no es factible evaluar las disminuciones transitorias del amortiguamiento debidas a: maniobras de rápida toma de carga en centrales; grandes perturbaciones en la red; u otros efectos que limitan el aporte efectivo de los PSS.

• Una adecuada complementación con estudios basados en un modelo alineal del sistema permitió verificar el amortiguamiento en condiciones posteriores a maniobras de equipos de alta tensión y o fallas en la red.

EES: VERIFICACION DEL DESEMPEÑO

ESTUDIOS DE TRANSITORIOS ELECTROMECANICOS


MODELO GLOBAL del SADI en PSS/E

ENSAYOS SOBRE EQUIPAMIENTOS DEL SADI

• Para ajustar el MODELO GLOBAL del sistema se aplicaron perturbaciones al SADI:

• Apertura y recierre de una fase de la línea de 500 kV entre Almafuerte y Rosario Oeste

• Puenteo de capacitores serie.

• Se midió el amortiguamiento de los flujos de potencia activa por diferentes líneas de interconexión.

• Se comparó el resultados de las simulaciones con el PSS/E contra los registros de ensayos.


MODELO GLOBAL del SADI en PSS/E

ENSAYOS SOBRE EQUIPAMIENTOS DEL SADI

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

5 10 15 20

t(s)

P(MW)

Ensayo # 4

Simulación

Ensayo # 1

Potencia activa: línea El Chocón - Puelches.


IMPLEMENTACION del EES

Además de los ensayos del PT N°4 se midió además:

• El amortiguamiento de los MODOS INTRAPLANTA en todas las centrales ensayadas.

Se debieron enfrentar algunas dificultades, como :

• Lenta respuesta de excitatrices rotativas o brushless

• Controles conjuntos de acción rápida que amplificaban los modos intraplanta.

• Distintos criterios de ajuste de los AVRs para máquinas de una misma central.

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URUGUAY

BOLIVIA PARAGUAY

BR

AS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)

+

1000 MW (II)

Choele

Choel

C.Elia San Javier

COMAHUE

Olavarría

B.Blanca

Puelches

Abasto

S.Tomé

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

P.Aguila

Chocón

GBA

Sistema Año 1996

1100 MW por línea

AUMENTO TRANSPORTE POR EES + DAG

URUGUAY

BOLIVIA PARAGUAY

BR

AS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)

+

1000 MW (II)

Choele

Choel

C.Elia San Javier

COMAHUE

Olavarría

B.Blanca

Puelches

Abasto

S.Tomé

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

P.Aguila

Chocón

GBA

Cuarta terna P.Aguila –B.Blanca-Abasto

1150 MW por línea

CORREDOR COMAHUE –GBA Año 1999

URUGUAY

BOLIVIA PARAGUAY

BR

AS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)

+

1000 MW (II)

Choele

Choel

C.Elia San Javier

COMAHUE

Olavarría

B.Blanca

Puelches

Abasto

S.Tomé

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

P.Aguila

Chocón

GBA

Aumento compensación serie

1225 MW por línea

CORREDOR COMAHUE –GBA Año 2006


MANTENIMIENTO del EES: Desde el año 1996 , cada acceso al

SADI de:

• Un nuevo generador de gran potencia

• Un nuevo generador de mediana potencia vinculado a una

LAT ó corredor débil

• Un nuevo sistema de control por modernización de

generadores

ENSAYOS PTN°4 + Simulación aporte al amortiguamiento de

modos inter-áreas.


Contribución al de Modos interáreas (1996 -2016)

Modo local

Modo inter-area

PSS F/S

PSS E/S

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MUCHAS GRACIAS

[email protected]


EXPERIENCIA 20 AÑOS (1996 -2016)

• ROBUSTEZ del EES: En ninguna situación de red N, aún en escenarios de máxima generación conjunta del área COMAHUE; NOA y NEA se observaron modos inter-áreas pobremente amortiguados

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