14 feb. 2013



ESQUEMAS DE DESPRENDIMIENTO DE CARGA POR SUB FRECUENCIA

Para garantizar la estabilidad y la disponibilidad de energía eléctrica en las plantas industriales equipadas con generación propia generalmente se utiliza algún esquema de desprendimiento de cargas. El desbalance de potencia es la condición más peligrosa para la operación del sistema eléctrico. Todo desbalance entre generación y demanda causa una desviación de la frecuencia del sistema de su valor nominal, el cual, si no es adecuadamente corregido, puede conducir a un colapso total del sistema (black-out). Contingencias típicas que pueden afectar la seguridad de operación son la pérdida de unidades generadoras y/o conexión de grandes cargas. Si el desbalance no es severo, puede ser corregido en forma automática por los sistemas de control de velocidad de los generadores al realizar la regulación primaria y secundaria de frecuencia; en cambio si el desbalance es severo es necesario además realizar acciones de deslastre de carga en valores y tiempos previamente calculados. En la actualidad, los esquemas de desprendimiento de cargas por subfrecuencia convencionales y los basados en controladores lógicos programables (PLC), se han integrado con sistemas de administración de la energía (EMS), permitiendo la implementación de esquemas de desprendimiento de cargas automáticos.

Un cambio tanto en la producción de energía como en la demanda causa fluctuaciones en la velocidad de los generadores y como resultado de esto, fluctuaciones en la frecuencia del sistema eléctrico. En el caso de que un generador salga de servicio, la frecuencia disminuirá. Dependiendo de la reserva rotante y del control de los generadores remanentes, la frecuencia puede, luego de un transitorio, volver a ubicarse dentro de valores permitidos. No obstante, si esto no se produce y la frecuencia disminuye por debajo del valor mínimo permitido, puede causar la salida de servicio de otros generadores por acción de las protecciones de subfrecuencia y por lo tanto causar el black-out del sistema.

Esto hace necesario que ante esta eventualidad, se deba generar una lógica de desprendimiento de carga de tal manera que permita primero detener la declinación de la frecuencia del sistema y luego incrementarla hasta los valores permitidos.

El tiempo en que se realiza el desprendimiento de carga es crítico debido a que debe realizarse antes que las protecciones de subfrecuencia de los generadores en servicio operen, y como consecuencia produzcan el colapso innecesario del sistema.

Para poder determinar una estrategia automática de desprendimiento de carga es importante recordar que la variación de frecuencia es directamente proporcional a la variación de potencia, e inversamente proporcional a la inercia del sistema [1-3]:

La variación de frecuencia es un indicador instantáneo del déficit de potencia existente. En general, en los sistemas eléctricos esta variación de frecuencia es oscilatoria debido a las características oscilatorias de la variación de velocidad de las máquinas. Esta oscilación es función de la respuesta de los generadores y la interacción de los mismos, dependiendo además de la ubicación con respecto al sistema de donde se produjo la perturbación. La frecuencia instantánea del sistema y el rango de variación de frecuencia depende del centro de inercia del sistema y de la ubicación de las distintas barras de generación. Es por este tipo de oscilaciones que además de un estudio teórico es necesario la realización de estudios transitorios por medio de herramientas de simulación para determinar con mayor precisión la estrategia automática de desprendimiento de carga.

Existen distintos esquemas de desprendimiento de carga por subfrecuencia [4-8]. En términos generales, en el desarrollo de cualquier esquema de desprendimiento de carga, deben tenerse en cuenta las siguientes observaciones [10]:

- Se debe considerar la peor situación posible para el sistema, puesto que no hay manera de conocer a priori la magnitud del desbalance generación-demanda.
- Es importante determinar rápidamente cuanta carga debe desprenderse para un disturbio dado.
- En el momento inicial del disturbio, la única indicación de la magnitud del mismo esta dada por la df/dt.
- Es mejor desprender más carga que menos, y el desprendimiento debe comenzar sin excesiva demora.

Las distintas contingencias y la respuesta temporal del sistema eléctrico frente a ellas serán simuladas en ETAP® 12 POWER SYSTEM SIMULATOR [11].

Para este estudio, se ha implementado un esquema basado en una adaptación de la metodología desarrollada en [7-8] y [10], siguiendo los lineamientos generales estipulados en [9]. Los estudios de estabilidad transitoria fueron realizados por el Dr. Ing. Fernando Magnago y el M. Sc. Ing. Diego Moitre, consultores de Raien Argentina S.A. en el área de análisis de sistemas eléctricos de potencia, bajo normas y prácticas usuales en la industria [12-24].

Referencias

1.    J. Machowski, J. Bialek, J. Bumby Power System Dynamics: Stability and Control. Second Edition. John Wiley & Sons, Ltd. 2.008.
2.    P. Kundur Power System Stability and Control, McGraw-Hill, Inc. 1994.
4.    IEEE Committee Report “Survey of Underfrequency Relay Tripping of Load Under Emergency Conditions”IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-87, N° 5, pp. 1362-1366, May 1968.
5.    IEEE Working Group Report “A Status Report On Methods Used for System Preservation During Underfrequency Conditions”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-94, N° 2, pp. 360-366, March/April 1975.
6.    B. Delfino, S. Massucco, A. Morini, P. Scalera, P. Silvestro “Implementation and Comparison of Different Under Frequency Load-Shedding Schemes”, IEEE Power Engineering Society Summer Meetting, Vancouver, Canada, July.15-19, 2001, Vol 1, pp. 307-312.
7.    P. Anderson, M. Mirheydar “A Low-Order System Frequency Response Model”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 5, No. 3, pp. 720-729, August 1.990.
8.    P. Anderson, M. Mirheydar “An Adaptive Method for Setting Underfrequency Load Shedding Relays”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 7, No. 2, pp. 647-655, May 1.992.
9.    IEEE Std C37.106TM - 2003:  IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants.
10.  P. Anderson Power System Protection, IEEE Press. 1999.
11.  ETAP® 12 User Guide
12.  IEEE Brown Book (IEEE Std 399TM – 1997: Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems Analysis).
13.  IEEE Std. 141-1993 (IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants).
14.  IEEE Std 1110TM - 2002:  IEEE Guide for Synchronous Generator Modeling Practices and Applications in Power Systems Stability Analyses.
15.  IEEE Task Force Report “Guidelines for Generator Stability Model Validation Testing”, IEEE Power & Energy Society General Meeting, 24-28 June 2007, Tampa, FL. USA.
16.  IEEE Std 421.1TM - 2007:  IEEE Standard Definitions for Excitation Systems for Synchronous Machines.
17.  IEEE Std 421.2TM - 1990:  IEEE Guide for Identification, Testing and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems.
18.  IEEE Std 421.3TM - 1997:  IEEE Standard for High-Potential Test Requirements for Excitation Systems for Synchronous Machines.
19.  IEEE Std 421.4TM - 2004:  IEEE Guide for the Preparation of Excitation System Specifications.
20.  IEEE Std 421.5TM - 2005:  IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power Systems Stability Studies.
21.  IEEE Committee Report “Computer Representation of Excitation Systems”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-87, no. 6, pp. 1460-1464, June 1968.
22.  IEEE Committee Report “Excitation System Dynamic Characteristics”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-92, pp. 64-75, January/February 1973.
23.  IEEE Committee Report “Excitation System Models for Power System Stability Studies”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-100, pp. 494-509, February 1981.
24.  IEEE Task Force Report “Computer Models for Representation of Digital-Based Excitation Systems”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 11, no. 3., pp.607-615, September 1996.

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