CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA
OBJETIVO
Presentar los conceptos básicos de regulación de
frecuencia del SIN
Describir las instancias de control de frecuencia
presentes en un sistema de potencia
Describir el proceso de análisis y seguimiento a las
diferentes estrategias de regulación de frecuencia
llevado a cabo por el CND para el sistema eléctrico
colombiano
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
BALANCE CARGA - GENERACIÓN
3
Demanda eléctrica Oferta eléctrica
Varía en cada instante sin informarlo
Debe ser atendida en forma inmediata (P y Q)
No se ubica directamente en los centros de producción transporte (combustibles, electricidad)
Varía de acuerdo con los cambios de la demanda
La energía eléctrica generada no puede ser almacenada
Depende de recursos primarios distribuidos no uniformemente en la Región (producción y transporte)
CONTROL DE FRECUENCIA
Banda normal de operación de frecuencia del SIN:
59.8 a 60.2 Hz
5
ANALOGÍA SISTEMA MECÁNICO
SUMATORIA DE FUERZAS
m
F Fuerza Mecánica del
Motor o F Fuerzas de Oposición al Movimiento o f x F = F + g f
F Fuerza de Fricción con la
superficie x g Componente en el eje x de la Fuerza de Gravedad o m F > F o m F < F o m F = F Movimiento Uniformemente Acelerado Movimiento Uniformemente Desacelerado
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 6
SISTEMA ELÉCTRICO
GENERADOR ELECTRICO Energía
Mecánica
Energía Eléctrica
Movimiento del Rotor lo Proporciona la Turbina (Fuerza Externa)
Potencia Eléctrica es una Fuerza que se Opone al Movimiento del Rotor
e m P > P e m P < P e m P = P
7 ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA Control Unidades Generación
AGC
8
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t
9
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Despacho Horario
11
AUTOREGULACIÓN
La demanda de un sistema eléctrico está compuesta por
elementos resistivos, inductivos y capacitivos
EFECTO DE LA CARGA
Función de la Componente de la Carga con la Frecuencia
12
CARACTERÍSTICA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN
COLOMBIA
Residencial 43% Industrial 34% Comercial 15% Oficial 5% Otros 3% MW13
AUTOREGULACIÓN
Generador mas grande y mas pesado necesita mayor esfuerzo para cambiar su velocidad (detenerlo o acelerarlo).
INERCIA
Energía almacenada en los elementos rotativos del sistema eléctrico.
Resistencia que Opone un Sistema a Cambios en su Estado Físico Inicial
A > Inercia < Impacto sobre la
Velocidad
La inercia de un sistema eléctrico se comporta como un sistema de
14
AUTOREGULACIÓN
Banda Muerta Propuesta
15
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Despacho Horario ms – 1 s
17
REGULACIÓN PRIMARIA
•
Primera
acción
de
control
realizada
automáticamente por las unidades de generación
para atender el desbalance carga – generación
•
Depende del ajuste de la banda muerta y el
estatismo en los reguladores de velocidad
•
Tiempo característico de respuesta de 0 a 10 s
•
Si no existe ninguna acción adicional, con la acción
de
la
regulación
primaria
la
frecuencia
se
FUNCIONES REGULADOR DE VELOCIDAD
•
Regular la velocidad de la turbina
•
Aportar a la regulación de frecuencia
•
Controlar potencia activa de la unidad
•
Velar por la seguridad de la turbina y tubería
de presión
•
Participar
en
funciones
de
mando
como
REGLAMENTACIÓN APLICABLE
“Todas la plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia equivalente al 3% de su generación horaria programada.”
“Para dar cumplimiento a lo anterior, todas las plantas y/o unidades de generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima declarada o en su mínimo técnico.”
RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2001
Todas las unidades de generación están en la obligación de presentar cada cuatro años pruebas de estatismo y banda muerta.
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 20
CONTROL DE VELOCIDAD
Σ ΣΣ Σ ΣΣΣΣ Sistema Amplificador de la señal de Control Función Sistema Hidráulico Conducciones Cabeza de Turbina Turbina Hidráulica ΣΣΣΣ Ajuste de Posición Compensación Posición Agujas Generador Realimentación Velocidad Sistema Control – – Señales Error Referencia ρ ε1 ε2 Z H m T e T a T Velocidad Eje – Σ ΣΣ Σ ΣΣΣΣ Sistema Amplificador de la señal de Control Función Sistema Hidráulico Conducciones Cabeza de Turbina Turbina Hidráulica ΣΣΣΣ Ajuste de Posición Compensación Posición Agujas Generador Realimentación Velocidad Sistema Control – – Señales Error Referencia ρ ε1 ε2 Z H m T e T a T Velocidad Eje –Esquema General Realimentado
Sistema Turbina – Gobernador de Velocidad
Regulador Velocidad Gobernador Mecánico – Electro Hidráulico Turbina Conducciones Generador
REGULADOR DE VELOCIDAD: BANDA MUERTA
La BANDA MUERTA es un rango de frecuencia en el cual se inhibe la actuación del regulador de velocidad ya que su aporte a la calidad de la frecuencia es mínimo
CONTROL CRUZADO EN LAS PLANTAS DE GENERACIÓN
OSCILACIONES
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
REGULADOR DE VELOCIDAD: ESTATISMO
Es la relación entre el cambio de velocidad Δω o frecuencia Δf al
cambio de la posición de la válvula ΔY o la potencia de
salida ΔP
R = 5% significa que un cambio del 5% en la frecuencia genera un cambio del 100% en la posición de la válvula.
0 0 ( ) / / n n f f f R P P − =
Porcentaje de cambio en la frecuencia requerido para mover la unidad desde un punto de no carga
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
Control de Frecuencia – Regulación Primaria
23
REGULACIÓN PRIMARIA - Servicio en Línea
Cambio en Frecuencia del Sistema Cambio en la Potencia Entregada por el Generador Variación Automática a través del Regulador de26
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Despacho Horario ms – 1 s 1 s – 10 s
28
ESTRUCTURA DE
CONTROL EN UN
SISTEMA DE
POTENCIA
AGC
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 29
REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC
•
Acción de control en la que se disminuye o se inyectapotencia adicional al sistema con el fin de alcanzar el valor
de frecuencia nominal después de un evento de
desbalance Carga – Generación
•
Sistema de control automático que lleva la frecuencia y/olos intercambios internacionales a su valor nominal
•
Actúa después de la regulación primaria en un tiempocaracterístico de respuesta de 30 segundos a 10 minutos
•
Recupera la reserva suministrada por la regulaciónT o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 30
Control Automático de Generación
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 31 INICIA AGC
CALCULO DEL ACE
Función de Control para el AREA i
Distribuye a todas las unidades
32
Característica de Respuesta en Frecuencia
del Sistema
33
MODOS DE CONTROL DEL AGC - SCADA
K K1 PI kn ki k1 ~ ~ ~ ~ ~ S I S T E M A Frecuencia de referencia Medida de frecuencia Bias MW/Hz Intercambio de referencia ACE ACE1 Medida de intercambio Total Deseado de Generación Factores de Participación Modo Frecuencia Modo Intercambio Modo TLB
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
ESQUEMA DE CONTROL PARA LA UNIDAD DE GENERACIÓN
35
PARÁMETROS Y ESQUEMA DE CONTROL DE UNA
UNIDAD QUE PRESTA EL SERVICIO DE AGC
•
Tipos de control para las unidades en remoto: Flexible,Inflexible, Soportativo
•
Estado de control: Bloqueada, Activa•
Modo de operación: Local, Remoto•
Modo de control: Automático, Test•
Tipo de despacho: Programado, Modificado por el Operador•
Rangos de regulación36
REGLAMENTACIÓN APLICABLE: CREG 198 DE 1997
“2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL CONTROL INTEGRADO SECUNDARIO DE FRECUENCIA
Velocidad de Toma de Carga: Las unidades que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de generación esperado en el sistema para condiciones normales.
Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones que se presentan en el rango de ± 500 mHz.
Número de Unidades: Con el fin de garantizar los parámetros de calidad del SIN, se requiere un número mínimo de unidades participando en el AGC.
Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: El CND establecerá la cantidad de potencia a nivel horario, requerida para garantizar el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.
Los valores de los parámetros a que se refiere el presente Numeral, para las diferentes condiciones de operación del sistema y períodos horarios, serán determinados al menos una vez al año por el CND y deberán ser sujetos a aprobación por parte del CNO.”
REGLAMENTACIÓN APLICABLE: ACUERDO CNO 577 DE 2012
Establece los requisitos y procedimientos necesarios para la prestación del servicio de AGC por las unidades conectadas al SIN Anexo 2 “Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación
Secundaria de Frecuencia (AGC)”.
Revaluación anual de parámetros del AGC
Procedimiento para realización de pruebas: :
Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC mediante envío de comandos tipo pulsos ó envío de comandos tipo setpoint desde el CND
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
PARÁMETROS REQUERIMIENTO
Estatismo Valores entre el 4 y el 6 %
Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia por medio del AGC.
Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nominal como máximo en 7 minutos.
Constante de regulación del sistema
• Máxima = 750 MW/Hz
• Media = 700 MW/Hz
• Mínima = 625 MW/Hz
Velocidad Máxima de Cambio de Carga del Sistema.
43 MW/min
Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad.
Mayor o igual a 10 MW/min medidos durante las pruebas de sintonía para prestar el servicio de AGC.
Número Mínimo de Unidades.
4 unidades
NOTA: Teniendo en cuenta las
particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, las mismas serán consideradas para el AGC como una sola unidad.
Holgura para AGC.
Dicho valor será definido y modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000.
Holgura Mínima por Planta para hacer AGC
23 MW por planta. Este valor es igual hacia arriba y hacia abajo.
Holgura Mínima por Unidad para hacer AGC
6 MW por unidad. Este valor es igual hacia arriba y hacia abajo.
Tiempo de Retardo de la Unidad en comenzar a responder una vez enviado el comando por el AGC.
Máximo de 20 segundos una vez enviado el primer comando de regulación.
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
1. Constante de Regulación Combinada del Sistema
2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia
3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema
4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad
5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación
Secundaria de Frecuencia
6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad
7. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
8. Reserva Total del Sistema
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
BIAS DEL SIN
Eventos de RPF de Enero de 2009 a Marzo de 2010
y = 0.0456x + 331.91 400 425 450 475 500 525 550 575 600 625 650 675 700 725 750 775 800 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Demanda (MW) B ( M W /H z) Lineal Mínima Media Máxima
DEMANDA PERÍODOS BIAS [MW/Hz]
Mínima 1 a 5 – 24 600
Media 6 a 18 – 22 a 23 700
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
1. Constante de Regulación Combinada del Sistema
2. Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia
3. Velocidad de Cambio de Carga del Sistema
4. Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad
5. Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación
Secundaria de Frecuencia
6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por planta
7. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad
8. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 42
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC
89 81 69 66 91 98 77 96 97 85 88 88 89 72 83 80 78 95 97 68 61 92 91 87 -100 -90 -91 -91 -83 -88 -91 -89 -89 -88 -84 -82 -87 -83 -79 -82 -88 -97 -84 -80 -90 -99 -97 -98 -220 -200 -180 -160 -140 -120 -100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 U s o R e s e rv a [ % ] -440 -400 -360 -320 -280 -240 -200 -160 -120 -80 -40 0 40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 R e s e rv a [ M W ] Act Up [MW] Act Dwn [MW] PROP UP PROP DW
Uso UP 99% casos Uso Dwn 99% casos Ideal MW Up Ideal MW Dwn
45
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Despacho Horario ms – 1 s 1 s – 10 s 30 s – 10 min
REGULACIÓN TERCIARIA
Reserva Rápida ó Reserva Caliente
Corresponde a la reserva de generación prevista para suplir la demanda ante cambios imprevistos en el sistema ante fallas. Esta reserva está disponible dentro de intervalos de 1 a 10 minutos y está constituida por unidades hidráulicas y turbinas a gas de partida rápida
48
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Despacho Horario ms – 1 s 1 s – 10 s 30 s – 10 min 1 m – 10 min
ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA
DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA
–EDAC-T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 52
Criterios
521. Desbalances superiores a la mayor unidad de generación
Resolución CREG-061 de 1996 2. Evitar frecuencia < 57.5 Hz 3. Minimizar la duración de frecuencia < 58.5 Hz 4. 10 segundos para frecuencia > 59.4 Hz (enganche primera etapa) 5. Deslastre óptimo
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 53
Criterios
536. Se puede deslastrar hasta el 60 % de la demanda
Resolución CREG-061 de 1996
7. Diseñado por el CND
8. Repartido entre las áreas operativas a prorrata de la demanda de cada una
9. Selección de los usuarios a desconectar Distribuidor -Comercializador
10. Donde sea insuficiente el esquema nacional se implementarán ESPS
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 54
Funcionamiento Relé frecuencia (umbral)
54 Tiempo [s] Frecuencia [Hz] 0 1 2 3 60 59 58 OK Comienza conteo Disparo Ajuste Umbral
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 55
Implementación
55 220 kV 110 kV 13.2 kV Frec OK Etapa 1 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 6 Información CND 60 MW Información OR 55 MW 50 MW 45 MW 40 MW Pron DemandaT o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 56
Ajustes
56 Etapa Umbral de frecuencia [Hz]Colombia Ecuador Colombia Ecuador
1 59.4 5 7 200 200 2 59.2 5 9 200 200 3 59 5 10 400 200 4 58.8 5 10 400 200 5 58.6 5 6 600 200 6 58.6 5 ---- 1000 ----7 58.4 5 8 2000 200 8 58.4 5 ---- 4000 ----Total Desconexión [%] 40 50 Desconexión de Carga [%] Retardo Intencional [ms]
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 57
Funcionamiento
57 4.000 3.000 2.000 1.000 0.000 -1.000 [s] 60.40 60.00 59.60 59.20 58.80 58.40 58.00 1600.00 1200.00 800.00 400.00 0.00 Guavio 220: Electrical Frequency in HzOccidente 220: Electrical Frequency in Hz
DeslastreColombia: Demanda Deslastrada Total in MW Etapa 6 Etapa 5 Etapa 4 Etapa 3 Etapa 2 Respuesta Demanda Etapa 1 ESA D Ig S IL E N T
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 58
Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de
generación
Caso Sistema débil
9.999 7.877 5.755 3.633 1.512 -0.610 [s] 61.00 60.00 59.00 58.00 57.00
Torca 220: Electrical Frequency in Hz
3.201 s 57.535 Hz 3.160 s 57.770 Hz 3.069 s 58.002 Hz 2.450 s 58.277 Hz 9.967 s 60.192 Hz SALIDA 1200 MW SALIDA 1300 MW SALIDA 1400 MW SALIDA 1500 MW D Ig S IL E N T
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 59
Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de
generación
Caso Sistema fuerte
9.998 7.876 5.755 3.633 1.512 -0.610 [s] 60.50 60.00 59.50 59.00 58.50 58.00
Torca 220: Electrical Frequency in Hz SALIDA 2200 MW SALIDA 2300 MW SALIDA 2400 MW SALIDA 2500 MW 9.938 s 60.288 Hz 2.854 s 58.128 Hz 2.834 s 58.206 Hz 2.838 s 58.283 Hz 2.894 s 58.347 Hz D Ig S IL E N T
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P . 60
Ejemplo de Evento
Evolución de la frecuencia - Área "Resto del SIN"
58.0 58.5 59.0 59.5 60.0 60.5 61.0 0 1 2 3 4 5 6 Tiempo [seg] Frecuencia [Hz] 0 200 400 600 800 1000 1200 DAC [MW]
Medellín [Hz] - Simulada Medellín [Hz] - Real DAC [MW] - Simulada (Eje derecha)
El modelo mostró un comportamiento similar en frecuencia a lo presentado en la realidad. La carga deslastrada en ambos casos mostró coherencia
EVENTOS CON EDAC 2011
EVENTO FECHA DEMANDA
[MW] DESBALANCE [MW] DESLASTRE [MW]
FRECUENCIA MÍN.
[Hz] N° ETAPAS
Falla monofásica a tierra, Fase C, Circuito Guavio-Circo 2 a 230 kV Marzo 9 17:13 horas 7341 1180 774 59.14 1 y 2 Marzo 9 17:18 horas 650 384 58,91 3 Desconexión unidades 1, 2, 7 y 8 de la Central San Carlos
Mayo 10
13:48 horas 7161 620 249 59,36 1
Desconexión planta Guavio Septiembre 24
17:21 horas 6578 1200 267 59,37 1
Disparo Circuito Porce III - San Carlos 500 kV*
Octubre 5
22:21 horas (1) 6662 555 293 59,39 1 Octubre 10
20:14 horas (2) 8080 550 302 59,39 1 *Durante estos eventos el circuito Porce III - Cerromatoso 500 kV se encontraba afectado por AMI. Por lo tanto la central Porce III se encontraba conectada radialmente desde San Carlos 500 kV
1, Se presento disparo del circuito por descarga atmosférica. 2, Se presento disparo del circuito por AMI.
EDAC 2012-2013
Frecuencia [Hz] Retardo Intencional [ms] Frecuencia [Hz] df/dt [Hz/s] Retardo Intencional [ms] 1 59,4 200 5 2 59,2 200 5 3 59,0 400 5 4 58,8 400 5 5 58,6 600 5 6 58,6 1000 5 7 58,4 2000 5 58 -0,3 200 8 58,4 4000 5 58 -0,2 400 Etapa Ajustes Umbral Desconexión de Carga (%) Ajustes df/dtESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA 2012-2013
63
CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS
Accionable
Generación vs Demanda Real
1 No Accionable Autoregulación 2 Regulación Primaria 3 Regulación Secundaria 4 Regulación Terciaria 5 EDAC 6 Instancia t Min - Horas 200 ms – 4s Despacho Horario ms – 1 s 1 s – 10 s 30 s – 10 min
SEGUIMIENTO A LOS MODOS DE
OSCILACIÓN EN EL SIN
T o d o s lo s d e re ch o s re se rv a d o s p a ra X M S .A . E .S .P .
MEDICIÓN FASORIAL ACTUAL EN COLOMBIA
PMUs instaladas en 11 S/E
1. Sabana 2. Ancón Sur 3. San Carlos 4. Torca 5. Chivor 6. Guavio 7. Sochagota 8. Esmeralda 9. Betania 10. Jamondino 11. *Ocaña Concentración de datos y
análisis oscilaciones PhasorPoint
Programas adicionales
utilizados: OpenPDC y PI de OSIsoft
RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS
Modo mecánico: Se ha identificado que este modo característico del sistema se presenta en el rango entre 0.04 a 0.07 Hertz. Se definió el primer rango de 0.04 a 0.1 Hertz.
Modo Colombia – Venezuela: En esta operación se ha identificado un modo de 0.22 Hz, por lo cual se definió el segundo rango entre 0.1 y 0.3 Hertz.
Modo Colombia Ecuador: Este modo se encuentra dentro del rango de frecuencias de 0.35 Hertz a 0.6 Hertz. Se definió el tercer rango entre 0.3 a 0.6 Hertz.
RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS
Modo Local: Se definió un cuarto rango entre 0.6 y 1 Hertz: En este rango de frecuencias, el modo predominante del SIN es de 0.9 Hertz
Modos interplanta: Para los modos interplanta se definieron los siguientes rangos:
De 1 a 1.5 Hz De 1.5 a 2 Hz
METODOLOGÍA SEGUIMIENTO OPERATIVO
Con el fin de dar señales al operador del momento en el que debe tomar acciones para mejorar la estabilidad del SIN, se ajustan algunas alarmas para detectar si la estabilidad del SIN se está degradando, ya sea porque se presenten oscilaciones poco amortiguadas o la amplitud de estas sea mayor a lo normal. A - Amplitud (mHz) 10 20 30 40 50 60 70 80 90 TdTiempo de decaimiento (s) 26,52 ξ→10 % 53,05 ξ→ 5 % 100 88,42 ξ→ 3 %
CONSIGNAS OPERATIVAS
• En caso de que se active la señal de alerta, se reduce la generación
de las plantas que poseen reguladores de velocidad con control prealimentado, dándole prioridad a las que estén despachadas cerca de su máximo de generación.
• Cuando se requiera realizar cambios de generación en las
principales plantas hidráulicas del SIN, se recomienda que los mismos se hagan lo más lento posible en todos los periodos del día. Para las demás unidades, continuar con la consigna operativa de realizar los cambios de generación superiores a 230 MW lo más lento posible, para los períodos 18 a 19 y 21 a 22.
• Mantener dos unidades de Guavio generando para todos los
períodos del día
• Mantener la inercia térmica al interior del país en un valor mínimo
Oscilación 1 Mar. 21:00 a 22:00 F= 0.06Hz A max = 78mHz ξ ξξ ξ min = 4.27% F= 0.05Hz A max = 65mHz ξ ξξ ξ min = 4.9%