INFORME TECNICOversionALE.docx

IMPACTO DEL MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS BRASILEÑO Y ARGENTINO

EN LOS ESTUDIOS DE ESTABILIDAD ELECTROMECÁNICA EN LA OPERACIÓN

INTERCONECTADA DE ITAIPU Y YACYRETA

Gabriel Alcaraz (1); Alexandro Martínez (2)

(1) Ingeniería Electromecánica. Facultad de Ingeniería. Universidad

Nacional de Asunción. [email protected]

(2) Ingeniería Electromecánica. Facultad de Ingeniería. Universidad

Nacional de Asunción. [email protected]

RESUMEN

Este trabajo analiza el impacto del modelado dinámico de los sistemas eléctricos argentino (SADI) y brasileño en los estudios de estabilidad angular del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Se realiza un procedimiento de reducción de sistemas eléctricos al SADI utilizando conceptos de coherencia de generadores, transformadores desfasadores y reducción de barras de carga por el método de Ward. Estos conceptos son ejecutados mediante una serie de algoritmos desarrollados para el efecto.

Para la representación del sistema brasileño se implementa un modelo equivalente para la transmisión en alta tensión en CC (HVDC) que alimenta la subestación de IBIUNA en CC con energía convertida desde el sector 50 Hz de la central Itaipú.

ABSTRACT

This work analyzes the impact of the dynamic modeling of the argentinian (SADI) and brazilian (SIB) electrical systems for studies of angular stability with the National Interconnected System (SIN).

It is done a reducing electrical system procedure of the SADI using generator coherency concepts, phase shifters transformers and static load reduction by Ward's method. These concepts are implemented through a series of algorithms developed for this purpose.

In the case of the Brazilian equivalent system representation, it is implemented a model for the transmission of high-voltage DC (HVDC) which feeds the IBIUNA substation with DC energy converted from the 50 Hz sector of Itaipú.

1

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]




1. OBJETIVO GENERAL

Determinación del impacto de la inclusión de los sistemas eléctricos

brasileño y argentino en los resultados del estudio de estabilidad del sistema

eléctrico paraguayo en la operación interconectada de las centrales

hidroeléctricas de Itaipú y Yacyretá.

2. ALCANCE

Desarrollar un equivalente estático y dinámico del SADI utilizando

prácticas aprobadas en trabajos de investigación para reducción de sistemas

eléctricos de potencia.

Implementar un modelo matemático del SIN partiendo de modelos

anteriormente validados, en el que se sume las características de los sistemas

de potencia brasileño y argentino, por medio del modelado del HVDC

atendiendo a prácticas utilizadas en Itaipú y del sistema equivalente del SADI, y

evaluarlos desde el punto de vista de la estabilidad angular.

Realizar un análisis de estabilidad angular del SIN bajo condiciones de

pequeñas perturbaciones y eventos desfavorables como fallas y desconexiones

dentro del sistema eléctrico paraguayo ante una operación totalmente

interconectada de las centrales de Itaipú y Yacyretá.

3. DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

El área de estudio o área interna del sistema eléctrico interconectado a

analizar está representado por un equivalente del SIN en 220 kV teniendo

presentes las LTs en 500kV de MD-VHA y MD-AYO, el mismo fue desarrollado

2




y validado en [2]. El área externa está representado por el Sistema Argentino

de Interconexión (SADI) y el Sistema Interconectado Brasileño (SIB), el primero

interconectado al SIN mediante la barra de 500 kV de Yacyretá, y el segundo

mediante el HVDC con convertidores rectificadores e inversores ubicados en

las subestaciones de FOZ e IBIUNA respectivamente.

4. EQUIVALENTE ESTÁTICO DEL SADI

Los datos del SADI fueron proporcionados por la ANDE. El paquete de

datos contiene cuatro escenarios posibles de demanda en el SADI, y de los

cuales fueron considerados aquellos datos relacionados con la demanda

máxima en el SIN. Dichos datos se encuentran en el formato matricial del

software PSS/E (Power System Simulator for Engineering), utilizado por

CAMMESA. Entonces, para la realización del equivalente estático del SADI fue

necesaria una adecuación previa de todos los datos para adaptarlo al formato

del PSAT. La referida adecuación previa de los datos del SADI, fue realizada a

través de un algoritmo de conversión desarrollado en [3], el cual ya fue utilizado

exitosamente en estudios similares.

El conjunto de datos del SADI en formato matricial de PSAT, constituye

un total de 2230 barras, 2767 conexiones entre barras ya sea por líneas de

transmisión o transformadores, 1997 cargas de potencia constante, 309

derivaciones Shunt, 301 generadores y 284 barras PV.

El inconveniente del sistema obtenido en forma matricial legible por

PSAT es que no cuenta con automatismos, ya que los originales presentes en

formato de PSS/E no tienen equivalentes directos en la librería del PSAT. Por

consiguiente, se procede a encontrar un modelo equivalente reducido según el

3




implementado en [4], en el cual se pueda determinar los controladores

correspondientes según como se describe posteriormente.

Primeramente se determinan mediante un proceso transitivo de

agrupación con el criterio de δ i ( t )−δ j (t )≤C ij, grupos de generadores coherentes

ante la simulación de un cortocircuito trifásico a tierra durante 0.1 segundos en

la barra de 500kV de Mercedes perteneciente al SADI, con un valor de la

constante C ij igual a 0.0374 [rad], siendo esta barra la más cercana al SIN en el

sistema completo del SADI sin automatismos a la cual se puede realizar la

simulación en PSAT. Se obtienen los 19 grupos presentados en la Tabla 1.

Los grupos 6 y 7 son los que contienen los generadores de Acaray y

Yacyretá respectivamente, sólo son considerados los grupos 1, 3 y 4, ya que

los restantes poseen una baja inyección de potencia activa respecto a éstos

últimos (3% de total). De estos tres grupos se separan cada uno los

generadores de polos salientes de los de polos lisos, teniéndose así un total de

6 subgrupos coherentes.

4




Tabla 1 Grupos coherentes determinados

Fuente: [Propia]

Para la reducción de barras de generación del sistema, se desarrolló un

algoritmo basado en [4], el cual agrupa los generadores considerados como

coherentes en una nueva barra (subíndice t), aplicando a la matriz admitancia

las siguientes formulaciones:

Y bt= ∑k=m+1

n

Y bk ∙V kV t…(3.8)

Y tb= ∑c=m+1

n

Y cb ∙V c

¿

V t¿… (3.9)

Las admitancias propias de la barra equivalente se calculan mediante:

5

Grupo Coherente

Número

Cantidad de Generadores

P[MW]

1 193 15395.32 4 3093 20 22044 40 1107.55 1 206 2 1007 19 23758 3 729 2 2410 1 15.411 1 2212 1 1813 4 6114 1 1815 3 2616 1 3.517 1 1518 1 1519 3 54




Y tt= ∑k=m+1

n

∑c=m+1

n V k

V tYck

∙V c

¿

V t¿…(3.10)

Mediante la aplicación del algoritmo reductor de barras de generación, el

SADI original que cuenta con una matriz admitancia de orden 2230x2230 logra

disminuirse a otra de orden 2003x2003. A su vez, esta nueva matriz admitancia

es reducida mediante el método de Ward, método de reducción gaussiana de

la matriz admitancia del sistema (reducción de elementos pasivos),

desarrollado de forma a obtener una matriz 63x63, esto es, que sean

mantenidas 63 barras del sistema anterior de forma a realizar la comparación

del flujo de potencia a través de las líneas mantenidas y posterior validación de

la reducción estática.

Con estas reducciones, además de las barras del SIN y de las barras de

generación equivalentes son mantenidas las barras de 500kV de: Campana,

Almafuerte, Belgrano, Ramallo, San Javier, S.G.U, Rodríguez, R. Oeste, Rio

Coronda, C. Elia, S.G.A, Sto. Tomé, Rincón Sta. María, Garabi 1, Garabi 2, P.

de Patria, Resistencia, Romang, Mercedes, San Isidro.

5. EQUIVALENTE DINÁMICO DEL SADI

Una vez obtenido el equivalente estático del SADI, es necesario

implementar modelos dinámicos de los generadores coherentes como también

modelar los equivalentes de los controladores y reguladores, tales como: el

RAT, RAV y PSS, de forma a analizar el comportamiento del sistema en el

dominio del tiempo.

6




5.1. Generadores Equivalentes

El procedimiento para calcular los valores de los parámetros de los

generadores equivalentes se basa en el desarrollado en [4], el mismo establece

que los valores de las reactancias equivalentes en eje directo y cuadratura,

transitoria y subtransitoria pueden ser calculadas como una combinación en

paralelo de las reactancias respectivas correspondientes a cada generador

dentro de un grupo coherente.

De la misma forma establece que las constantes de tiempo pueden ser

calculadas como el promedio de las constantes de tiempo respectivas

correspondientes a cada generador dentro de un grupo coherente.

Los momentos de inercia y los coeficientes de amortiguamiento

equivalentes son considerados igual a la sumatoria de dichas magnitudes

correspondientes a cada generador dentro del respectivo grupo coherente.

Con el cálculo de estos parámetros es posible realizar comparaciones

del comportamiento dinámico del sistema equivalente ante una misma

perturbación con el sistema completo montado en PSAT.

Se realiza una comparación de respuestas angulares en el dominio del

tiempo entre el sistema completo y el equivalente tomando como curva de

referencia para la comparación, la curva resultante de la suma ponderada de

las oscilaciones en función a la inercia de todos los generadores pertenecientes

a cada grupo coherente en particular en respuesta a la misma perturbación,

(cortocircuito trifásico en la barra de 500kV de Mercedes) obtenida del sistema

completo.

7




La respuesta de los generadores equivalentes presentan mayor abertura

angular en relación al caso del sistema completo debido al proceso de

reducción implementado. Se valida este comportamiento porque al concluir

estabilidad del sistema para el caso equivalente por ser más conservadores, se

obtendrá estabilidad para el caso completo.

5.2. Regulador automático de tensión (RAT)

Los modelos de los RATs a ser utilizados en la regulación de la

excitación de los generadores equivalentes son los predefinidos en PSAT con

previo ajuste y validación de los modelos que lo describen.

Se monta el RAT real de un generador específico dentro de un

respectivo grupo coherente (mayor inercia) en el software utilizado por la

ANDE, de modo a que éste regule el comportamiento del generador

equivalente asociado.

A su vez, para obtener una respuesta de este automatismo asociado al

generador equivalente, se construye un sistema formado por el referido

generador conectado a una barra infinita, conforme se ilustra en la Figura 1,

cuya línea de transmisión sea de una impedancia proporcional a la reactancia

transitoria de eje directo de la máquina generadora [2], estando los

estabilizadores de potencia y reguladores de velocidad desactivados. Luego, se

analiza su respuesta ante la variación en escalón de un 10% en adición de la

tensión de referencia del RAT.

Al obtener la respuesta de tensión en los terminales de éstos

generadores con los RATs reales funcionando se obtienen las respuestas a ser

utilizadas como referencia, para luego compararlas con las respuestas de los

modelos predefinidos en PSAT de tal forma que los mismos generadores

8




presenten un comportamiento similar a la referencia establecida, ahora en el

entorno del PSAT.

Figura 1 Generador conectado a barra infinita.

Fuente: [Propia]

Al obtener las curvas de respuesta del mismo sistema (Figura 1)

montado en PSAT con los valores de los parámetros establecidos a partir de la

respuesta obtenida en el software de la ANDE, se observa en algunos casos

una respuesta más lenta en los reguladores de tensión predefinidos en PSAT,

esto es debido a que los mismos son reguladores sencillos en comparación con

los modelos reales.

Las respuestas obtenidas son consideradas como válidas debido a que

si el sistema tiene un comportamiento estable ante las contingencias que serán

analizadas utilizando los modelos del PSAT, también tendrán una respuesta

estable si se utilizan los modelos reales, ya que los mismos son mucho más

completos.

5.3. Regulador automático de velocidad (RAV)

Los modelos de los RAVs a ser utilizados en la regulación de la

velocidad de los generadores equivalentes son los predefinidos en PSAT con

previo ajuste y validación de los modelos que lo describen. Para los

9

Generador Potencia Generada [MW]

EQ1-LISO 595.96

EQ2-LISO 445.89

EQ3-LISO 12347.38

EQ1-SAL 1792.22

EQ2-SAL 754.16

EQ3-SAL 4950.07




generadores de polos salientes se utiliza el regulador tipo 2 del PSAT, para los

generadores de polos lisos se utiliza el regulador tipo 1.

Se monta un sistema formado por un generador equivalente conectado a

una carga constante, igual a la potencia generada por el generador equivalente

respectivo (Tabla 2), luego se varía en un 10% en adición a través de una

curva escalón el valor de la potencia activa de carga de forma a observar la

reacción de la potencia mecánica ante la variación de la potencia eléctrica.

Para la parametrización del regulador de velocidad, según la

metodología descripta se incluye al RAT previamente ajustado, junto con el

regulador de velocidad a ser parametrizado. La línea de transmisión que une la

barra de generación y la barra de carga tiene una reactancia igual a la

reactancia transitoria en eje directo del generador asociado. [2]

Tabla 2 Potencias de las cargas constantes – Ajuste del RAV

Fuente: [Propia]

De los valores de los parámetros propuestos, el estatismo de los

generadores equivalentes de polos salientes es del 2% en comparación con el

5% correspondiente a los generadores de polos lisos.

10




De modo a verificar el desempeño de los reguladores de velocidad

propuestos, se analizan sus respuestas en frecuencia. Se observan los

diagramas de Bode para las funciones de transferencias resultantes de la

composición de los modelos de reguladores de velocidad utilizados y las

ecuaciones de oscilación de los generadores asociados para cada caso.

El sistema formado debe cumplir ciertos criterios de forma a que se

consideren tengan un buen desempeño. [2]

Margen de Ganancia ≥10dB

Margen de fase≥ 50°

Estos criterios son satisfechos con los valores de los parámetros de los

reguladores implementados.

5.4. Estabilizador del sistema de potencia (PSS)

Los modelos de los PSSs a ser utilizados como señal de entrada

adicional al RAT respectivo de los generadores equivalentes, son los

predefinidos en PSAT con previo ajuste y validación del modelo que lo

describe.

Los parámetros del PSS de un generador equivalente son calculados

con un paquete de software comercial utilizado en la ANDE basado en el

criterio de Nyquist [2]. Dicho software permite obtener una ganancia y

constantes de tiempo de los bloques de compensación del PSS, que produce

un coeficiente de amortiguamiento del 27,5% para el correspondiente

generador frente a una barra infinita.

11




Con el objetivo de verificar el aporte del PSS en el mejoramiento de la

estabilidad, se monta en PSAT el mismo sistema generador-barra Infinita para

cada generador equivalente. Se considera dos escenarios diferentes para una

misma perturbación, la primera incluye el RAT sin el PSS y la segunda el RAT

con la señal del PSS incluida. La perturbación a ser simulada es la variación de

la tensión de referencia del RAT en un 10% en adición. Para cada generador

equivalente conectada a la barra infinita se comparan los autovalores obtenidos

para cada escenario, respectivamente.

6. SISTEMA INTERCONECTADO BRASILEÑO

Debido a que la interconección del SIB con el sistema de 50 Hz del SIN

se realiza a través del enlace HVDC, la representación del SIB puede ser

modelada de forma mas sencilla del lado 60 Hz, esto es debido a que el HVDC

es un dispositivo regulador que puede operar a potencia constante y cuenta

con dispositivos de control y protección para lograr esta operación. De esta

forma, se encuentran virtualmente desacoplado ambos sistemas, eso es,

cualquier perturbación que ocurra en cualquiera de los lados en CA del

sistema, no intervendrá significativamente en el otro sistema.

En este trabajo, el modelo equivalente del SIB se realiza según prácticas

utilizadas en Itaipú, ella consiste en 2 barras ubicadas en la subestacion de

Ibiuna, la primera barra es una barra infinita que en condiciones de operación

estable consume potencia activa y la segunda es una barra de tensión

controlada con inyeccion nula de potencia activa.(Figura 2)

12

Plot variable l ist

IPU

IBI-PV

IBI-INV

IBI-INF

R IFOZ




La barra de tensión controlada cuenta con una máquina sincrona que

dispone de un controlador automático de tensión, el cual no tiene un

equivalente directo disponible en PSAT, siendo necesaria la obtención de los

parámetros adecuados de uno de los RATs disponibles en PSAT, de tal forma

que su comportamiento dentro del sistema de prueba sea similar al del

regulador original. La obtención de los parámetros se realiza homologamente a

los generadores equivalentes del SADI.

Figura 2 Interconexión del SIN con el SIB mediante el enlace de HVDC

Fuente: [Propia]

7. MODELADO DEL HVDC

El procedimiento para determinar los parámetros a ser utilizados en el

HVDC predefinido en PSAT es obtenido por un proceso de comparación de

respuestas, entre el modelo completo utilizado en los estudios eléctricos de

Itaipú y el modelo del HVDC definido en PSAT.

Se montan, tanto en el software de la ANDE como en el PSAT el sistema

mostrado en la Figura 2. El modelo del HVDC del PSAT es un modelo

monopolar, que mediante una adecuada parametrización del mismo,

representará la transmisión en CC a través de 2 bipolos.

13




En el sistema de prueba de la Figura 2 se incluye la barra de generacion

de Itaipú alimentando al HVDC, cuyos extremos rectificador e inversor son las

barras de FOZ (FOZ) e IBIUNA (IBI-INV) respectivamente.

Se simula un cortocircuito de 100 milisegundos de duración en la barra

CA del extremo rectificador (FOZ) y se observan la repuesta de potencia que

fluye por la línea de CC, tanto en el software de la ANDE como en el PSAT.

Se realiza otra comparación de respuestas, esta vez, ante la variación

en forma de escalón de la potencia activa, a través del enlace de HVDC. La

variación en escalón de la potencia activa a través del HVDC, es del 2% en

adición.

Las respuestas obtenidas por el modelo del HVDC utilizado en PSAT

tienen ciertas diferencias con las repuestas obtenidas en el software de la

ANDE, estas se explican con la simplicidad del modelo implementado en PSAT

comparado con el modelo real implementado en la ANDE. Pese a ello, el

desempeño del HVDC obtenido es considerado válido, al presentar éste un

comportamiento dinámico suficientemente cercano al modelo completo

utilizado en ANDE para el estudio dinámico que se realiza.

8. CONFIGURACIÓN ANALIZADA

El sistema de potencia utilizado en las simulaciones corresponde a un

caso atendiendo la carga máxima simultánea del SIN prevista para el año

2016, año según el Plan Maestro de Generación y Transmisión de la ANDE

[19] está prevista la entrada en operación de la segunda línea de transmisión

en 500 kV conectando a las subestaciones de Ayolas y Villa Hayes, teniéndose

14




así una interconexión en 500 kV entre las centrales hidroeléctricas de Itaipú y

Yacyretá.

8.1. Sistema Interconectado Nacional (SIN)

Los datos principales del caso se citan a continuación:

La proyección de demanda máxima del SIN para el año 2016 utilizada

es de 3.382 MW. [19]

Se considera la conexión de 2 bancos de capacitores de 80 MVAr en la

barra de Guarambaré en 220 kV.

Se considera una inyección total máxima de 320 MVAr al SIN en la

subestación San Lorenzo en las barras de 66 y 220 kV.

Para optimizar el desempeño dinámico debido al aumento de carga, se

procede al reajuste de los parámetros del PSS de Itaipú. El ajuste se

realiza mediante el mismo procedimiento que el ajuste para los PSS de

los generadores equivalentes del SADI.

8.2. Sistema Argentino de Interconexión (SADI)

Considerando que los datos disponibles del SADI corresponden a un

nivel de carga del pico máximo de verano del año 2011, se requiere de un

ajuste en los mismos, de manera a tener una previsión del sistema para el año

2016. Las principales características del SADI se citan a continuación:

Se considera una demanda proyectada de 27152.9 MW para el año

2016, Ella se calcula con el crecimiento promedio de los últimos 5 años

(2009-2013), resultando en un 4.5% de crecimiento promedio anual. Se

realiza una distribución proporcional de la diferencia de demandas de

carga de los años 2011 y 2016.

15

Generador Potencia Generada [MW]

EQ1-LISO 1758.00

EQ2-LISO 714.11

EQ3-LISO 921.45

EQ1-SAL 543.02

EQ2-SAL 6007.59

EQ3-SAL 14838.79




La Tabla 3 muestra la inyección de potencia de los generadores

equivalentes considerados para el año 2016. Para abastecer la demanda

del SADI prevista para el año 2016 fue necesaria aumentar la

generación de generadores existentes, la inyección de potencia de éstos

están modeladas mediante un incremento en la potencia suministrada

por cada generador equivalente. La distribución del incremento se

realiza de manera proporcional a la potencia que inicialmente suministra

cada generador equivalente y tiene como límite de adición, la capacidad

nominal de dichos generadores; siendo ésta, la suma de las

capacidades de los generadores eléctricos contenidos en el equivalente

respectivo.

Tabla 3 Inyección de potencia de los equivalentes del SADI. Año 2016

Fuente: [Propia]

8.3. Sistema Interconectado Brasileño (SIB)

La inyección de potencia al SIB es considerada de la sgte manera: la

generación de potencia de Itaipú 50 Hz es mantenida cerca de los 7000 MW y

el despacho de potencia de Itaipú al SIB a través del HVDC es condicionada

por la inyección de potencia de Yacyretá al SIN, hasta un máximo de la

potencia nominal del enlace HVDC.

16




9. ANÁLISIS DE PEQUEÑAS PERTURBACIONES

Para la simulación de pequeñas perturbaciones se realiza el análisis de

los autovalores del sistema para una inyección desde Yacyretá al SIN de 400,

800 y 1200 MW. Como primer escenario, en todos los casos se observan los

autovalores del sistema sin los controladores de los generadores de Itaipú y

Yacyretá. De manera progresiva, se van activando los reguladores de tensión y

los reguladores de velocidad en los mismos generadores en forma simultánea.

Finalmente se realiza un análisis con los RAT, RAV y PSS de Yacyretá e Itaipú

activados.

10. ANÁLISIS DE GRANDES PERTURBACIONES

En todas las simulaciones, se evalúa el posible rango de despacho de

potencia de Yacyretá para el SIN, se considera una generación constante de la

central de 3100 MW.

Se consideran a los PSS correspondientes a los generadores de Itaipú

desactivados debido a que en la actualidad estos no se encuentran operando.

La influencia de estos PSSs en estas simulaciones es presentada en el anexo.

10.1. Simulación 1: Cortocircuito en la barra MD 500 kV y apertura de la

LT MD-VHA.

De los resultados obtenidos se puede concluir que el sistema es estable

a partir de una inyección de potencia igual a 695 MW de parte de Yacyretá al

SIN para el evento analizado. Para una inyección menor se presenta

inestabilidad del sistema asociado a variables angulares de los generadores de

Itaipú y a la corriente continua a través del HVDC.

17




Con la inyección de potencia arriba mencionada, deben tomarse

medidas correctivas como por ejemplo desconexión de generadores de Itaipú y

pérdidas de carga del sistema, de forma a evitar la sobrecarga de los

transformadores 500/220 kV de MD y de las líneas de 220 kV de MD-CYO y

MD-ACY.

Para evitar la desconexión de generadores y pérdidas de carga, se

propone aumentar la inyección desde Yacyretá al SIN con un mínimo de 1262

MW de forma a no sobrecargar los transformadores y líneas antes

mencionados.

10.2. Simulación 2: Cortocircuito en la barra AYO 500 kV y apertura de

la LT AYO-VHA.

De los resultados obtenidos podemos concluir que para el evento

simulado, el sistema se mantiene estable para cualquier inyección de potencia

desde Yacyretá al SIN. Para una inyección comprendida entre 400 y 600 MW el

sistema se mantiene estable y además no se requieren de ninguna medida

correctiva para la operación post-perturbación.

Para una inyección mayor a 600 MW, si bien el sistema se mantiene

estable luego de la perturbación, se requieren medias correctivas como fuera

de servicio de algunas máquinas de Yacyretá y cortes de carga, a fin de

garantizar la operación sin sobrecarga de los transformadores y las líneas

provenientes desde esta central al SIN.

18




10.3. Simulación 3: Cortocircuito en la barra VHA 500 kV y apertura de

la LT MD-VHA.

De los resultados obtenidos se tiene que para el evento simulado, el

sistema es estable a partir de una inyección de Potencia igual a 680 MW de

parte de Yacyretá al SIN. Para una inyección menor se presenta inestabilidad

del sistema asociado a variables angulares de los generadores de Itaipú y a la

corriente continua a través del HVDC.

Con la inyección de potencia arriba mencionada, deben tomarse

medidas correctivas como por ejemplo desconexión de generadores de Itaipú y

cortes de carga del sistema, de forma a evitar la sobrecarga de los

transformadores 500 kV/220 kV de MD.

Para evitar la desconexión de generadores y pérdidas de carga, se

propone aumentar la inyección desde Yacyretá al SIN con un mínimo de 1266

MW con el objetivo de no sobrecargar los transformadores y líneas antes

mencionados.

10.4. Simulación 4: Cortocircuito en la barra VHA 500 kV y apertura de

la LT AYO-VHA.

De los resultados obtenidos podemos concluir que para el evento

simulado, el sistema se mantiene estable para cualquier inyección de potencia

desde Yacyretá al SIN. Para una inyección comprendida entre 400 y 606 MW,

el sistema se mantiene estable y además no se requiere de ninguna medida

correctiva para la operación post- perturbación. A partir de 606MW a 1500 MW,

si bien el sistema se mantiene estable luego de la perturbación, se requieren

19




medidas correctivas como corte de cargas, a fin de garantizar la operación de

transformadores y líneas provenientes desde esta central al SIN sin

sobrecargas.

10.5. Simulación 5: Cortocircuito en la barra de RINCÓN STA. MARÍA y

apertura de una línea YAC-RINCÓN.

De las simulaciones realizadas se concluye que el sistema se mantiene

estable para cualquier inyección de potencia desde Yacyretá al SIN ante el

fuera de servicio de una de las líneas de 500 kV que va desde YAC a RINCÓN

como consecuencia de una falla en la barra de RINCÓN 500 kV.

10.6. Simulación 6: Cortocircuito en la barra de MD 500 kV y apertura de

la LT MD-VHA en un sistema sin la segunda línea de 500 kV AYO-

VHA.

Como no se cuenta con la línea de 500 kV AYO-VHA el despacho de

Yacyretá hacia el SIN está limitado por la capacidad de los transformadores de

500/220 kV de AYO y por las líneas de 220 kV que une las subestaciones de

Ayolas y San Patricio, se considera una inyección igual a 493 MW.

De la simulación realizada se concluye que la interconexión del Sistema

en 220 kV es inviable debido a la inestabilidad angular del sistema.

11. CONCLUSIONES

En el trabajo fue analizado el impacto de considerar el modelado

dinámico de los sistemas eléctricos argentino y brasileño como áreas eléctricas

externas en los estudios de estabilidad electromecánica del SIN. El modelo del

SIN incluye la interconexión de las centrales de Itaipú y Yacyretá mediante las

20




líneas de 500 kV de Margen Derecha-Villa Hayes y Ayolas-Villa Hayes. El nivel

de carga del sistema es la máxima simultánea prevista para el año 2016 de

3382 MW.

La elaboración de equivalentes dinámicos reducidos fue realizada

implementando un método de reducción de sistemas eléctricos al SADI a partir

del concepto de generadores coherentes y reducción de Ward. Las máquinas

equivalentes del SADI con sus respectivos controles fueron representados por

modelos predefinidos en la librería del PSAT con los ajustes y validación

requeridos para su ejecución en las simulaciones de diversos eventos al

sistema conjunto.

Se utilizó el modelo predefinido en PSAT del HVDC para representar la

transmisión de potencia en CC entre las barras de FOZ e IBIUNA

interconectando por este medio al SIN con el SIB.

En el análisis de pequeñas perturbaciones fue observado el efecto de la

inclusión de los controladores en la estabilidad del sistema. Sin la presencia de

los controladores correspondientes a las centrales de Itaipú y Yacyretá, el

sistema presenta modos inestables asociados a variables de tensión así como

a modos electromecánicos, el primero es resuelto con la inclusión de los

reguladores automáticos de tensión en ambas centrales. La estabilidad del

sistema se obtiene con la inclusión de los reguladores de velocidad activados

en ambas centrales en conjunto con los controladores anteriores.

21




Por último se aprecia el efecto positivo de la inclusión de los PSS de

Yacyretá e Itaipú, los cuales aportan un mayor amortiguamiento en los modos

electromecánicos.

De los resultados de las simulaciones en el dominio del tiempo ante

grandes perturbaciones se consideró una variación en el despacho de potencia

de Yacyretá al SIN. Para una inyección menor a 700 MW aproximadamente, el

sistema presenta inestabilidad en Itaipú ante la pérdida de la línea de 500 kV

MD-VHA. Este límite difiere de 600 MW, obtenido de modelar al SADI y al SIB

como cargas constantes, debido a la representación dinámica del HVDC y al

aumento de carga del sistema.

Para una inyección de Yacyretá comprendida entre 700 y 1260 MW, y

ante la pérdida de la línea de 500 kV de MD-VHA, el sistema es estable para

las simulaciones realizadas, pero son necesarias medidas correctivas como

cortes de carga y desconexión forzada de los generadores de Itaipú para evitar

que existan sobrecargas en los transformadores de MD; sin embargo, ante la

pérdida de la línea de 500 kV AYO-VHA para el mismo intervalo de potencia

activa desde Yacyretá, el SIN es estable, pero se producen sobrecargas en las

líneas de 220 kV de AYO-SPA, para los cuales deben ser tomadas las medidas

correctivas apropiadas como ya fue mencionado.

Para una inyección de Yacyretá al SIN superior a 1260 MW, el sistema

es estable ante los eventos simulados pero se requieren medidas correctivas

como cortes de carga y fuera de servicio de algunos generadores de Yacyretá

para evitar la sobrecarga de las líneas de 220 kV AYO-SPA ante un eventual

fuera de servicio de la línea de 500 kV AYO-VHA. En comparación a una

22




operación inestable para una inyección superior a 1000 MW mencionado en el

trabajo precedente, la diferencia es debida a la representación dinámica del

SADI, la cual introduce al sistema cierta flexibilidad de operación.

Cabe resaltar que los valores mencionados corresponden al caso en que

los PSS de Itaipú del sector 50 Hz se encuentran deshabilitados. No obstante

es recomendable que sean activados a fin de mejorar el desempeño del

sistema en casos de contingencias. La influencia de la inclusión de los PSSs de

Itaipú es menor en relación al trabajo previo debido a la inclusión de

equivalentes dinámicos para representar al SADI y al SIB.

Ante la posibilidad de una operación interconectada teniendo

únicamente la línea de 500 kV MD-VHA en servicio, en comparación a los

resultados obtenidos previamente donde se concluía estabilidad, se observó

que los generadores de Itaipú y Yacyretá pierden sincronismo, consecuencia

del aumento de carga del sistema, comportamiento que no es compensado con

la inclusión de los PSS de Itaipú.

El impacto de la implementación de un modelo dinámico en la

representación de los sistemas eléctricos brasileño y argentino, se ve reflejado

en la variación del rango de despacho de Yacyretá al SIN en relación a los

obtenidos previamente modelándolos como cargas constantes, demostrándose

así mayor sensibilidad del sistema ante la implementación de estos modelos.

Pese a esas variaciones se concluye de igual manera que el trabajo

precedente [2] que, la interconexión entre las centrales de Itaipú y Yacyretá es

viable desde el punto de vista de la estabilidad, teniendo en cuenta las obras

23




previstas y con la inclusión de medidas correctivas ante los eventos críticos

según corresponda.

12. RECOMENDACIONES PARA FUTUROS TRABAJOS

A continuación se muestra una serie de recomendaciones para trabajos

futuros:

Realizar un análisis de estabilidad del sistema ante la pérdida de

bloques de generación.

Generar un algoritmo basado en otra metodología [ia para la

identificación de grupos coherentes de un sistema y comparar con la

presentada en este trabajo.

Utilizar otro método de reducción de barra de carga como lo es el

REI.

Realizar otros análisis de estabilidad como estabilidad de voltaje y

estabilidad de frecuencia dentro del SIN.

13. BIBLIOGRAFÍA

[1] Aparicio Pulido, J.F.; Equivalentes Estáticos para selección de

contingencias en Sistemas Eléctricos de Potencia; Tesis de Maestría;

Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, Instituto

Politécnico Nacional, México, D.F., 2011

[2] Arrúa, S.; Cáceres, M.; Análisis de Estabilidad del Sistema

Paraguayo con la operación interconectada de las Centrales de Itaipú

y Yacyreta; Tesis de Grado de Ingeniería Electromecánica; Facultad

de Ingeniería, Universidad Nacional de Asunción, 2012

24




[3] Artenstein, M. ; Giusto, A.; Grupo de Estabilidad y Control de

Sistemas Eléctricos de Potencia;

http://iie.fing.edu.uy/investigacion/grupos/ecsep/; Facultad de

Ingeniería, Universidad de la República, Uruguay

[4] Caudillo Rodríguez, M.A.; Equivalentes Dinámicos para estudios de

estabilidad Transitoria de Sistemas Eléctricos de Potencia aplicando

Coherencia; Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica;

Sección de estudios de Postgrado e Investigación; Instituto

Politécnico Nacional, México, D.F., 2012

[5] Chang, A.; Adibi, M. M.; Power System Dynamic Equivalents; IEEE

Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-89, N°8,

Noviembre/Diciembre 1970

[6] Chapman S.J.; Máquinas Eléctricas; Mc Graw Hill, Cuarta Edición,

2005

[7] Glover, J.D.; Sarma, M.; Sistemas de Potencia, Análisis y Diseño;

Tercera Edición; Internacional Thompson Editores; 2004

[8] Grigsby, L. L.; Electric Power Engineering Handbook; Taylor & Francis

Group, 2007

[9] Informe Anual del SADI 2012; CAMMESA; Página Oficial, 2013;

www.cammesa.com.ar

[10] ITAIPU; Página Oficial, 2014; www.itaipu.gov.py

[11] Kundur, P.; Power System Stability and Control; McGraw-Hill, 1994.

25

http://www.itaipu.gov.py/

http://www.cammesa.com.ar/

http://iie.fing.edu.uy/investigacion/grupos/ecsep/




[12] Machowski, J.; Bialek, J. W.; Bumby, J. R.; Power System Dynamics:

Stability and Control; Segunda Edición; John Wiley & Sons, Ltd., 2008

[13] Milano, F.; Power System Analysis Toolbox Documentation for PSAT

v2.0.0, February 14, 2008

[14] Monterrubio, M.; Transporte de Energía Eléctrica en Corriente

Continua. Enlaces HVDC-VSC; Proyecto Fin de Carrera; Escuela de

Ingenierías Industriales, Universidad de Valladolid, 2013.

[15] Ogata K.; Ingeniería de Control Moderna; Prentice Hall, Tercera

Edicion, 1998

[16] ONS; Página Oficial, 2013; www.ons.org.br

[17] Ourari, M.L.; Dessaint, L.A.; Generating Units Aggregation for

Dynamic Equivalent of Large Power Systems.

[18] Padiyar, K. R.; Power System Dynamics, Stability and Control; BS

Publications, 2008

[19] Plan Maestro de Generación y Transmisión: Periodo 2012-2021,

ANDE

[20] Ramírez Arredondo, J.M.; Técnicas Modernas para el análisis de

estabilidad transitoria en sistemas eléctricos interconectados

mediante la aplicación de equivalentes dinámicos; Tesis Doctoral;

Universidad Autónoma de Nuevo León; Mexico, Monterrey, N.L., 1992

[21] Van Cutsem, T.; Vournas, C.; Voltage Stability of Electric Power

Systems; Springer Science+Business Media, LLC, 1998

26

http://www.ons.org.br/




[22] Wang, L.; Klein, M.; Yirga, S.; Kundur, P.; Dynamic Reduction of

Large System for Stability Studies; IEEE Transactions on Power

Systems, Vol. 12, N°2, Mayo 1997.

27

INFORME TECNICOversionALE.docx

Documents

Transcript of INFORME TECNICOversionALE.docx