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CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

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(1)

CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

(2)

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

(3)

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)

(4)

CONTROL DE FRECUENCIA

Banda normal de operación de frecuencia del SIN:

59.8 a 60.2 Hz

(5)

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

(6)

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)

7 ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA Control Unidades Generación

AGC

(8)

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)

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

(10)
(11)

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)

12

CARACTERÍSTICA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN

COLOMBIA

Residencial 43% Industrial 34% Comercial 15% Oficial 5% Otros 3% MW

(13)

13

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)

14

AUTOREGULACIÓN

Banda Muerta Propuesta

(15)

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

(16)
(17)

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

(18)

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

(19)

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.

(20)

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

(21)

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

(22)

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

(23)

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

(24)

REGULACIÓN PRIMARIA - Servicio en Línea

Cambio en Frecuencia del Sistema Cambio en la Potencia Entregada por el Generador Variación Automática a través del Regulador de

(25)
(26)

26

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

(27)
(28)

28

ESTRUCTURA DE

CONTROL EN UN

SISTEMA DE

POTENCIA

AGC

(29)

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 inyecta

potencia 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/o

los intercambios internacionales a su valor nominal

Actúa después de la regulación primaria en un tiempo

característico de respuesta de 30 segundos a 10 minutos

Recupera la reserva suministrada por la regulación

(30)

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 . 30

Control Automático de Generación

(31)

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)

32

Característica de Respuesta en Frecuencia

del Sistema

(33)

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

(34)

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)

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 regulación

(36)

36

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.”

(37)

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

(38)

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.

(39)

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

(40)

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

(41)

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

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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

(43)

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

(44)
(45)

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

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(47)

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)

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

(49)

ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA

DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA

(50)

–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 .

(51)

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)

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

52

1. 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

(53)

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

53

6. 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

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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

(55)

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 Demanda

(56)

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 . 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]

(57)

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 Hz

Occidente 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

(58)

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

(59)

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

(60)

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

(61)

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.

(62)

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/dt

ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA 2012-2013

(63)

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

(64)

SEGUIMIENTO A LOS MODOS DE

OSCILACIÓN EN EL SIN

(65)

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

(66)

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.

(67)

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

(68)

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 %

(69)

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

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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%

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Referencias

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