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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA r r r FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA ANALISIS EXPERIMENTAL DEL COMPORTAMIENTO DE ESTABILIZADORES TIPO PSS2A DE LA CENTRAL HIDROELECTRICA YUNCAN INFORME DE SUFICIENCIA PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO ELECTRICISTA PRESENTADO POR: DAVID FREDELINO .GIRALDO CHINCHAY PROMOCIÓN 2001 - 11 LIMA- PERÚ 2006
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
r r r
FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA
ANALISIS EXPERIMENTAL DEL COMPORTAMIENTO DE
ESTABILIZADORES TIPO PSS2A DE LA CENTRAL HIDROELECTRICA YUNCAN
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTADO POR:
DAVID FREDELINO .GIRALDO CHINCHAY
PROMOCIÓN 2001 - 11
LIMA- PERÚ 2006
ANALISIS EXPERIMENTAL DEL COMPORTAMIENTO DE ESTABILIZADORES
TIPO PSS2A DE LA CENTRAL HIDROELECTRICA YUNCAN
Este trabajo es
Dedicado a mí padre Francisco que en paz descansa,
A mi madre Maria y mis hermanos Jorge, Saúl y Ni/ton
Por el apoyo incondicional en mi vida.
SUMARIO
Los sistemas eléctricos de potencia deben de suministrar energía eléctrica en
forma confiable y eficiente. El Sistema Eléctrico es un sistema no lineal que opera en
un ambiente de constante cambio debido a que tanto la potencia consumida por las
cargas, como la entregada por los generadores cambia continuamente. Por esta razón
es necesario suplir al sistema de diversas herramientas que le permitan ante
circunstancias adversas reaccionar en forma inmediata y adecuada.
Este Informe esta conformado por:
Capítulo 1: Introducción - Se presenta la Descripción de la Central
Hidroeléctrica Yuncán, el objetivo del informe, las definiciones de estabilidad y
compensación de sistemas de control.
Capítulo 11: Estabilizadores de Sistema de Potencia - Se describe el
funcionamiento y modelos de los estabilizadores de sistema de potencia y reguladores
automáticos de tensión de la C.H. Yuncán.
Capítulo 111: Habilitación de los Estabilizadores de Sistema de Potencia - se
describe los antecedentes y el ajuste de las constantes de tiempo y ganancias en el
Estabilizador de Sistema de Potencia.
Capítulo IV: Resultados - Se presenta los resultados gráficos obtenidas para
las diferentes perturbaciones externas.
Conclusiones.
Anexos y Bibliografía.
PRÓLOGO
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 Objetivo
ÍNDICE
1.2 Definición de Estabilidad de Sistemas de Potencia
1.2.1 Tipos de estabilidad
1.2.2 Estabilidad angular
1.2.3 Estabilidad de tensión
1.2.4 Estabilidad de Frecuencia
1.3 Compensación de sistemas de control
1.3.1 Compensación en serie y paralelo
1.3.2 Compensación método de lugar de raíces
1.3.2.1 Polos a lazo cerrado
1.3.2.2 Reglas básicas para el trazado del lugar de raíces
1.3.2.3 Ejemplo aplicativo
CAPÍTULO 11
ESTABILIZADORES DE SISTEMA DE POTENCIA (PSS)
2.1 Descripción
2.2 AVR (Automatic Voltage Regulator)
Pág. 1
2
2
3
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5
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20
20
21
2.2.1 Diagrama de bloques del AVR 23
2.2.2 Descripción del funcionamiento del AVR 24
2.3 Modelos de PSS 25
2.3.1 Tipo PSS1A 25
2.3.2 Tipo PSS2A 25
CAPÍTULO 111 27
HABILITACION DE LOS ESTABILIZADORES DE SISTEMA DE POTENCIA 27
3.1
3.2
Características de las Unidades de generación de la C.H. Yuncán.
Diagrama Unifilar, C.H. Yaupi - C.H. Yuncán - S.E. Santa Isabel -S.E.
Carhuamayo Nueva - SEIN.
27
28
3.3 Características principales de las líneas L-2258 (Carhuamayo Nueva
Paragsha) y L-2259 (Carhuamayo Nueva- oroya Nueva)
3.4 Antecedentes
3.5 Implementación de los PSSs
3.6 Ajuste de los PSSs
3.6.1 Para las tres Unidades con operacion individual
3.6.2 Con las Unidades 2 y 3 en operación
3.6.3 Con las tres unidades en operación
CAPÍTULO IV
RESULTADOS
4.1 Consideraciones
4.2 Con una Unidad de generación en operación
4.3 Con dos Unidades en operación (Unidades 2 y 3 en Servicio)
4.4 Con las tres Unidades en Servicio
4.5 Con las tres Unidades en Servicio (Desconexión de la línea L-2259)
CONCLUSIONES
ANEXOS
1. ANEXO A: Conclusiones del Estudio de Estabilidad Permanente
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú 2005
del
VII
28
29
30
32
33
34
35
36
36
36
37
46
55
63
67
69
70
2. ANEXO C: Conclusiones y Recomendaciones del Estudio de 73
operatividad de la central hidroeléctrica de Yuncán 2005
BIBLIOGRAFÍA 75
PROLOGO
Los sistemas eléctricos de potencia deben de suministrar energía eléctrica en
forma confiable y eficiente. El Sistema Eléctrico es un sistema no lineal que opera en
un ambiente de constante cambio debido a que tanto la potencia consumida por las
cargas, como la entregada por los generadores cambia continuamente. Por esta razón
es necesario suplir al sistema de diversas herramientas que le permitan ante
circunstancias adversas reaccionar en forma inmediata y adecuada.
Las oscilaciones aparecen debido a las variaciones de carga, salidas de
generadores o contingencias en líneas de transmisión. Algunas oscilaciones pueden
aparecer en los sistemas como oscilaciones electromagnéticas con duración de unos
cuantos milisegundos (dinámica rápida) y las oscilaciones electromecánicas (dinámica
lenta), con duración de algunos segundos.
Los problemas de inestabilidad oscilatoria permanente pueden superarse
mediante la utilización de dispositivos de control llamados controles suplementarios de
excitación. El objetivo de estos controles es proporcionar una señal que ayude a
operar en forma robusta a la maquina a pesar de los posibles cambios en los voltajes
ocasionados por la demanda, por cambios en la estructura de la red y por
perturbaciones severas.
El objetivo principal de este trabajo es el análisis experimental del
comportamiento de estabilizadores tipo PSS2A instalados en las tres unidades de la
Central Hidroeléctrica Yuncán, las cuales tienen la función de eliminár o amortiguar
las oscilaciones de tensión y potencia producidas por perturbaciones externas.
CAPITULO 1
INTRODUCCION
La Central Hidroeléctrica Yuncán se encuentra ubicada en el distrito de
Paucartambo, provincia y departamento de Paseo a 346 kilómetros al noroeste de
Lima.
La Central está conformada por tres grupos de generación eléctrica cada uno
con una potencia instalada de 48 MVA las cuales utilizan las aguas de los ríos
Huachón y Paucartambo que son direccionados mediante túneles de aducción desde
la presa desarenadora Uchuhuerta y presa de regulación Huallamayo, en total se
cuenta con 22km de túneles de aducción, como se muestra en la Figura 1.1
VISTA DE PERFIL DE LA CH YUNCAN
.. .--'---.' -:----;--e-e-�----�, �;-_ ... .;�---
1 ' . l Presa ··¡ ! Río . . . . ¡ · i HÚallamayo .
J . 1 i 1_ Paucartambo 1• ,,
¡ Uchuhuerta1
-- ·,- - --- ---
Figura 1.1 Vista de perfil de la C.H. Yuncán
; Chimenea de ; Equilibrio :
3
La Central Hidroeléctrica Yuncán se encuentra en cascada con la Central Yaupi
propiedad de la empresa Electroandes, las aguas turbinadas de la central Yuncán son
direccionados hacia el desarenador de la Central Yaupi.
La generación de la Central Yuncán es descargada hacia la subestación Santa
Isabel y de allí hacia la subestación de Carhuamayo Nueva mediante las líneas de
transmisión L-2265 y L-2266 de esta forma se integra al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional.
Desde febrero del 2004 la Central fue concesionada a la empresa ENERSUR
S.A. para su operación y mantenimiento por un periodo de 30 años, después de las
pruebas finales entró en operación comercial el 23 de agosto del 2005, la evaluación
de potencia efectiva se realizó en Mayo del 2006 en la cual se obtuvo 136 MW.
La Central Yuncán fue diseñado para la generación de 901.0 GWh al año con
factor de carga de 79%
La Central Yuncán es una Central de regulación horaria por la existencia de la
presa Huallamayo con capacidad de 300 000 m3, las variaciones de potencia activa
es realizado de acuerdo al despacho Técnico - Económico del sistema eléctrico
efectuado por el COES SINAC (Comité de Operación Económica del sistema
Interconectado Nacional), la variación de potencia activa es proporcional a la variación
del costo marginal de corto plazo.
1.1 Objetivo
El objetivo principal de este trabajo es el análisis experimental del
comportamiento de estabilizadores tipo PSS2A instalados en las tres unidades de la
Central Hidroeléctrica Yuncán, las cuales tienen la función de eliminar o amortiguar
las oscilaciones de tensión y potencia producidas por perturbaciones externas.
1.2 Definición de Estabilidad de Sistema Eléctrico de Potencia
Un sistema eléctrico de potencia se dice que está funcionando en un estado
"estable" si:
Permanece funcionando en un estado operativo de régimen aceptable las
variables eléctricas del sistema y se mantienen constantes al pasar el tiempo dentro
de un rango de valores aceptables o cuando es perturbado desde un estado operativo
4
de régimen aceptable es capaz de retornar en un tiempo aceptable a un estado
operativo de régimen aceptable.
Es la capacidad de un sistema eléctrico de recobrar un estado de equilibrio de
operación después de ser sometido a una perturbación física, con variables eléctricas
del sistema: tensión, corriente, frecuencia, etc., delimitadas con la finalidad de
conservarse al pasar del tiempo y dentro de un rango de valores aceptables. La
integridad del sistema es mantenida cuando prácticamente el total del sistema de
potencia permanece intacto, sin salidas de generadores o cargas, excepto por
aquellos grupos desconectados por los elementos en falla o de aquellas cargas
intencionalmente despejadas para conservar la continuidad de operación del resto de
sistema.
El sistema de potencia es un sistema altamente no lineal que opera bajo un
escenario variable en cada instante; las cargas, la generación y parámetros claves de
operación cambian continuamente. Cuando un sistema eléctrico esta es sometido a
una perturbación, la estabilidad depende de la condición inicial de operación así como
también de la naturaleza de la perturbación.
Además si es perturbado desde un estado de operación estable y es capaz de
retornar en un tiempo aceptable a un estado operativo de régimen estable y seguro,
significa entonces la existencia de un margen considerable entre el punto de operación
después de la perturbación y el punto donde ocurre la inestabilidad.
Los sistemas de potencia están sometidos a una gran variedad de perturbaciones
(disturbios), pequeña y gran perturbación. Las pequeñas perturbaciones o eventos de
pequeña magnitud se presentan en forma de cambios de carga que ocurren
continuamente y pueden considerarse como normales dentro de la operación de
estado estacionario del sistema; el sistema debe poder ajustarse a las condiciones
cambiantes y operar satisfactoriamente, puede añadirse que es un evento para el cual
es posible linealizar las ecuaciones diferenciales que describen al sistema, para
propósitos de análisis. También los sistemas deben poder sobrevivir a numerosos
disturbios de una naturaleza más severa o de gran perturbación, como corto circuito
en una línea de transmisión, la salida intempestiva de un transformador, la pérdida de
un generador grande o de un bloque importante de carga; además son eventos para
los cuales las ecuaciones diferenciales que describen al sistema no pueden ser
linealizadas para propósitos de análisis. Una gran perturbación puede conducir a
cambios estructurales debido a la separación de los elementos fallados.
5
La respuesta del sistema de potencia ante un disturbio puede involucrar a muchos
equipos que la conforman; por ejemplo, una falla en un elemento crítico seguido por su
aislamiento realizado por los reles protectores, causará variaciones en los flujos de
potencia, tensiones de las barras de la red y en la velocidad del rotores; las
variaciones de tensión accionarán a los reguladores de tensión en la generación; las
variaciones de velocidad en los generadores accionarán primero a los reguladores de
velocidad; y las variaciones de tensión y de frecuencia afectarán a las cargas del
sistema en diversos grados dependiendo de sus características individuales. Luego,
los dispositivos, usados para proteger a los equipos individualmente pueden responder
a las variaciones en las variables de sistema y causar la salida de este, por
consiguiente debilitando al sistema y posiblemente conduciendo a un nuevo estado
estabilidad o inestabilidad.
En equilibrio, un sistema de potencia puede ser estable con relación a una
(gran) perturbación dada, e inestable con relación a otro. Es impráctico y anti
económico diseñar sistemas de potencia que pueda ser estable ante cada
contingencia posible. Las contingencias del diseño son seleccionadas en base a una
probabilidad razonablemente alta de ocurrencia. Por lo tanto, la estabilidad de gran
perturbación siempre se refiere a un escenario especificado de disturbio. Un conjunto
de puntos de equilibrio podría tener una región de atracción de tamaño variable. La
evaluación de estabilidad de gran perturbación involucra efectos no lineales que dan
un sistema de ecuaciones cuya linealización no es aplicable.
Si después de una perturbación el sistema de potencia es estable, y alcanzara un
estado nuevo de equilibrio con prácticamente el sistema completo intacto, es decir,
con todos los generadores y cargas conectadas a través de un sistema de transmisión.
Entonces las acciones de los controles automáticos y los operadores posiblemente
humanos, restaurarán eventualmente el sistema en un estado normal. Por otra parte,
si el sistema es inestable, dará como resultado una situación de salidas o caídas; por
ejemplo en una inestabilidad ocurre un aumento progresivo en la separación angular
de rotores de los generadores, una disminución progresiva en las tensiones de las
barras o se podría inducir a interrupciones en forma de cascada y la salida de una
porción importante del sistema de potencia.
6
1.2.1 Tipos de Estabilidad
Existen diversas clases de inestabilidades que un sistema de potencia puede
experimentar no pueden ser correctamente entendidas tratándolo como tal. Por ello el
entendimiento del problema de estabilidad en Sistemas de Potencia se ve facilitado
por la clasificación en dos grandes tipos de estabilidad, la asociada al Ángulo de los
Rotores y la asociada por el comportamiento de la Tensión, frente a las perturbaciones
en las redes.
La clasificación se basa en las siguientes consideraciones:
La naturaleza física del modo resultante de inestabilidad indicado por la
variable principal del sistema en la cual la inestabilidad puede ser observada.
El tamaño de la perturbación considerada, la cual afecta en el método más
apropiado de cálculo y predicciones de estabilidad.
Los dispositivos, procesos y el intervalo de tiempo que debe ser tomado en
cuenta para la evaluación de la estabilidad.
Método más apropiado para el cálculo o previsión de la estabilidad.
ESTABILIDAD DE
SISTEMA DE POTENCIA
'·, :'1\l�il· 1/<1:1 .:;1�c .1:u,,1:
Estabilidad de Pequeña n--'-· ·-'- --:.L-
Estabilidad Transitoria
-1
1 1 ' ¡,•i 11 'I 1'1, '•I
1 1 'I , 'I 1,,1 1,' !
Estabilidad de Tensión de Gran Dorf, ,,.1-,.,,.,.¡,<.n
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Figura 1.2 Clasificación de Estabilidad de Sistemas de Potencia
Estabilidad de Tensión de Pequeña
7
1.2.2 Estabilidad Angular
La Estabilidad Angular del Rotor es la capacidad de sincronismo de las
máquinas síncronas interconectadas, de un sistema de potencia después de ser
expuesta· a un disturbio desde una condición inicial de operación. Depende de la
habilidad para mantener el equilibrio entre la fuerza de torsión electromagnética y la
fuerza de torsión mecánica de cada máquina síncrona en el sistema y así la velocidad
permanece constante. La inestabilidad que puede resultar ocurre en forma de
oscilaciones angulares crecientes de algunos generadores que llevan a la pérdida de
sincronismo con otros generadores.
El problema de estabilidad angular involucra el estudio de las oscilaciones
electromecánicas inherentes en los sistemas de potencia. Un factor fundamental en
este problema es la manera en la cual la generación de potencia de las máquinas
síncronas varía con los cambios de ángulos del rotor. Bajo las condiciones de estado
estable, hay equilibrio entre la torsión mecánica de entrada y torsión eléctrica de salida
de cada generador y así la velocidad permanece constante. Si el sistema es
perturbado, este equilibrio es alterado, dando como resultado la aceleración o la
desaceleración de los rotores de las máquinas estando de acuerdo con las leyes de
movimiento rotacional de un cuerpo. Si un generador se acelera temporalmente más
rápido que otro, la posición angular de su rotor relativo al rotor de la máquina más
lenta avanzará. La diferencia angular resultante traslada parte de la carga desde el
generador más lento al generador mas rápido, dependiendo de la relación de potencia
ángulo.
Esto tiende a reducir la diferencia de velocidad y por lo tanto la separación
angular entre estos dos generadores. La relación potencia-ángulo es altamente no
lineal y más allá de un cierto límite, un incremento en la separación angular está
acompañado por una disminución en la transferencia de potencia; esto aumenta la
separación angular y conduce a la inestabilidad debido a una salida causada por
sostenido desequilibrio de fuerza de torsión. Para cualquier situación dada, la
estabilidad del sistema depende de la existencia de suficientes fuerzas de torsión
restauradoras después de una perturbación.
La pérdida de sincronismo puede ocurrir entre un generador y el resto del
sistema, o entre grupos de generadores, En el caso de generadores el sincronismo
podrá ser mantenido en los sistemas aislados.
8
El cambio en el toque eléctrico de una máquina síncrona después de una
perturbación puede ser resultado de dos componentes:
Componente de Torque Sincronizante, en fase con la perturbación angular
del rotor.
Componente de Torque de Amortiguamiento, en fase con la desviación de
velocidad.
La estabilidad de sistema depende de la existencia de ambos componentes de
torsión para cada uno de las máquinas síncronas. La falta de suficiente torque
sincronizante da como resultado la inestabilidad no oscilatoria o aperiódica,
considerando que la falta de torque de amortiguamiento da como resultado una
inestabilidad oscilatoria del rotor.
a. Estabilidad Angular frente a pequeña perturbación "inestabilidad a las
pequeñas oscilaciones"
Conocida también como estabilidad permanente (estacionario), son pequeñas
perturbaciones normales durante la operación del sistema, las cuales ocurren por la
variación constante de las cargas o algunos factores externos. La linealización de las
ecuaciones pertinentes, es posible al rededor de su punto de operación estable y así
desarrollar la solución respectiva.
Lo que ocurre con las fuerzas internas dentro de los generadores, puede
explicarse de la siguiente manera: cuando Ts (torque sincronizante) es insuficiente,
ocurre la inestabilidad no oscilatoria o sea el ángulo del rotor "se escapa". Pero esto no
es ningún problema en los sistemas modernos ya que los reguladores de tensión
actuales mantienen el torque sincronizante.
Cuando To (torque amortiguante) es insuficiente, ocurre la inestabilidad oscilatoria
o sea depende particularmente de la influencia del diseño y ajuste de los sistemas de
excitación.
Actualmente en los sistemas prácticos de potencia, el problema de estabilidad
angular de pequeña perturbación es usualmente asociado con la amortiguación
insuficiente de las oscilaciones. El tiempo de interés para los estudios de estabilidad
de pequeña perturbación está en el orden de 1 O a 20 segundos seguido de un
disturbio. El problema de inestabilidad aperiódico ha sido mayormente eliminado por el
uso de reguladores de tensión; sin embargo, este problema todavía puede ocurrir
9
cuando los generadores funcionan con excitación constante debido a la acción de
!imitadores automáticos del regulador de tensión.
b. Estabilidad Angular frente a gran perturbación "estabilidad transitoria"
Es la habilidad de un sistema de potencia de mantenerse en sincronismo cuándo
es sometido a perturbación severa, como por ejemplo un corto circuito, perdida de
generación o pérdida de una gran carga, involucra excursiones grandes de ángulo de
rotor del generador y es influenciada por la relación no lineal del ángulo de potencia.
La estabilidad transitoria depende del estado inicial de operación del sistema, de
la severidad y duración del disturbio. El tiempo de interés en los estudios de
estabilidad transitoria está usualmente limitado de 3 a 5 segundos después del
disturbio. Puede extenderse hasta 1 O segundos para los sistemas muy grandes con
oscilaciones dominantes de inter-área.
Como esta identificado en la figura 1.2, la estabilidad de pequeña perturbación así
como también la estabilidad transitoria están clasificadas en categorías como
fenómenos de término cortos.
c. Factores que Influyen en la Estabilidad Angular Transitoria
De las discusiones presentadas en las secciones anteriores, podemos concluir que
la estabilidad transitoria es dependiente de los siguientes factores:
De cuan cargado están los generadores.
De la potencia entregada por el generador durante la falla. Esto depende de
la localización de la falla y el tipo de falla.
Del tiempo de eliminación de la falla.
De la reactancia del sistema de transmisión post-falla.
De la reactancia del generador. Una reactancia baja, aumenta la potencia
máxima transmitida y reduce el ángulo inicial.
De la inercia del generador. Cuanto mayor sea la inercia, menor es la
variación de ángulo. Esto hace reducir la energía cinética durante la falla.
De la magnitud de la tensión interna (E') del generador. Esto depende del
sistema de excitación.
De la magnitud de la tensión de la barra infinita (E).
10
1.2.3 Estabilidad de Tensión
Estabilidad de tensión es la capacidad que tiene un sistema eléctrico de
potencia de mantener invariable el módulo de las tensiones en las barras piloto del
sistema, especificado por el control terciario después de haber sido sometido el
sistema a un disturbio en un punto de operación perteneciente al estado estacionario.
Luego las variables a monitorear son las tensiones de las barras de la red o de la
carga.
La caída progresiva en las tensiones de barras también puede ser asociada
con desfase angular del rotor. Por ejemplo, la pérdida de sincronismo de máquinas
como ángulos del rotor entre dos grupos de máquinas cercanas de 180º causa rápida
caída en las tensiones en puntos intermedios en la red cerca de la central eléctrica. En
contraste, el tipo de caída sostenida de tensión que está relacionado con la
inestabilidad de tensión involucra las cargas y pueden ocurrir donde la estabilidad
angular del rotor no es un problema.
El factor principal que contribuye a la inestabilidad de tensión es usualmente la
caída de tensión que ocurre con el flujo de potencia activa y reactiva a través de
reactancias inductivas asociadas con la red de transmisión; esto limita la capacidad de
transmisión de potencia por la red de transmisión. La fuerza motriz para la
inestabilidad de tensión son las cargas; en respuesta a un disturbio, la potencia
consumida por las cargas tiende a ser restaurado por la acción de reguladores de
tensión de distribución, tomas de transformadores, motores, y termostatos. Las cargas
recuperadas (o restauradas) aumentan la presión en la red de alta tensión causando
más reducción de tensión. Una situación de caída causa la inestabilidad de tensión
cuando la carga dinámica intenta restaurar el consumo de potencia más allá de la
capacidad de la red de transmisión y de la generación conectada, conduciendo a una
condición de desequilibrio en la potencia reactiva.
Como en caso de la estabilidad angular, es útil para clasificar la estabilidad de tensión
en las siguientes subcategorías:
a. Estabilidad frente a Pequeñas Perturbaciones "Estática".
Referido a variaciones cuasi-estáticas de carga donde la capacidad de
transferencia de una red se encuentra en régimen permanente; se emplea métodos
estáticos no lineales como son el flujo de cargas (resolución del sistema de
11
ecuaciones algebraico-diferenciales que modela al sistema de potencia) y también de
las ecuaciones linealizadas para el análisis por consiguiente permitiendo la
computación de valiosa información útil para identificar factores que influye en la
estabilidad.
b. Estabilidad frente a grandes perturbaciones o "dinámica".
Estabilidad afectada por la habilidad de un sistema para controlar las tensiones
después de los disturbios grandes así como las fallas de sistema, pérdida de
generación, o las contingencias del circuito. Esta habilidad es determinada por las
características de la carga del sistema, las interacciones de los controles continuos y
discretos y las protecciones. La determinación de estabilidad de tensión de disturbio
grande requiere de la revisión de la respuesta no lineal del sistema de potencia sobre
un período de tiempo suficiente como para capturar la actuación y las interacciones de
tales dispositivos como motores, cambiadores de tomas del transformador de
!imitadores de corriente de campo de los generadores. El período de estudio de interés
puede extenderse de algunos segundos a diez minutos.
Como se anotó anteriormente, el límite de tiempo de interés para los problemas
de estabilidad de tensión pueden variar desde algunos segundos hasta diez minutos.
Por consiguiente, la estabilidad de tensión puede ya sea ser un fenómeno de corto
plazo o un fenómeno de largo plazo tal como es identificada en la Figura 1.2
Corto plazo:
Involucra la dinámica de los componentes de carga de actuación rápida como
los motores de inducción, cargas controladas electrónicamente y convertidores HVDC.
El período de estudio de interés está en la orden de varios segundos (O a 1 O
segundos), y el análisis requiere de solución de las ecuaciones diferenciales
apropiadas de sistema; esto es similar al análisis de estabilidad Angular del rotor.
Largo plazo:
Involucra a equipos más lentos de actuación como taps de transformadores,
cargas controladas termostáticamente y !imitadores de la corriente del campo de los
generadores. El período de estudio de interés puede extenderse hasta varios minutos,
y las simulaciones de largo plazo son requeridas para el análisis del funcionamiento
dinámico del sistema. La estabilidad es usualmente determinada por la interrupción
12
resultante de equipo, en lugar de la severidad del disturbio inicial; la inestabilidad es
debida al punto de operación de estado estable post disturbio siendo pequeño
disturbio inestable. En muchos casos, el análisis estático puede usarse para
determinar los márgenes de estabilidad, identificar factores que influyen en la
estabilidad, y puede examinar una gran variedad de condiciones del sistema y un gran
número de escenarios de post contingencia.
1.2.4 Estabilidad de Frecuencia
La estabilidad de frecuencia involucra la habilidad de un sistema de potencia
para mantener constante la frecuencia dentro de un rango nominal después de un
trastorno severo del sistema dando como resultado un desequilibrio significativo entre
la generación y la carga. La inestabilidad que puede resultar ocurre en forma de
oscilaciones de frecuencia induciendo a salidas de unidades de generación y/o cargas.
Los trastornos severos del sistema generalmente dan como resultado
excursiones grandes de frecuencia, flujo de potencia, tensión, y otras variables del
sistema, estos procesos pueden ser muy lentos, algo semejantes a la dinámica de la
caldera, o a condiciones extremas del sistema, como la salida de generadores por
protección voltio/hertz. Generalmente, los problemas de estabilidad de frecuencia son
asociados con inadecuadas respuestas del equipo, coordinación escasa de equipo de
control y de protección, o reserva insuficiente de generación.
La estabilidad de frecuencia es afectada por la dinámica rápida así como
también por la dinámica lenta, y el tiempo de interés puede extenderse de varios
segundos a varios minutos. Por consiguiente, como se observa en la figura 1.2, que la
estabilidad de frecuencia puede ser un fenómeno de corto plazo o un fenómeno de
largo plazo. Un ejemplo de inestabilidad de frecuencia de corto plazo es la formación
de una isla de baja generación con carga insuficiente de poca frecuencia, despeje de
carga o algo semejante si la frecuencia decae rápidamente causando apagón de la isla
después de algunos segundos. Por otra parte, las situaciones más complicadas en las
que la inestabilidad de frecuencia aparece debido a los controles de sobre velocidad
de la turbina de vapor o a la protección de caldero/reactor y los controles que son
fenómenos de término más largo con el tiempo yendo desde diez segundos a varios
minutos.
1.3 Compensación de sistemas de control
13
La compensación es la modificación de la dinámica del sistema, realizada para
satisfacer las especificaciones determinadas.
La compensación de los sistemas de control consiste en establecer la ganancia
para llevar al sistema a un comportamiento satisfactorio. Sin embargo, en muchos
casos prácticos, ajustando únicamente la ganancia tal vez no proporcione alteración
suficiente en el comportamiento del sistema para cumplir las especificaciones dadas.
Como ocurre con frecuencia el aumento de, incrementar el valor de la ganancia mejora
el comportamiento en estado estacionario pero produce una estabilidad deficiente o,
incluso a una inestabilidad. En este caso es necesario volver a diseñar el sistema
para alterar el comportamiento general, de modo que el sistema se comporte como se
desea. Este nuevo diseño o adición de un dispositivo apropiado se denomina
compensación. Un elemento insertado en el sistema para satisfacer las
especificaciones se denomina compensador. El compensador modifica el
comportamiento del sistema original.
Al compensar los sistemas de control, se observa que, por lo general, el problema
se reduce a un diseño apropiado de un compensador en serie o en paralelo. La
elección entre la compensación en serie y compensación en paralelo de pende de la
naturaleza de las señales del sistema, los niveles de potencia en los diferentes puntos,
los componentes disponibles, la experiencia del diseñador, las condiciones
económicas, etcétera.
1.3.1 Compensación en Serie y Paralelo
Las figuras 1.3 y 1.4 muestran los esquemas de compensación en serie y paralelo
respectivamente que suelen utilizarse para los sistemas de control realimentados. La
compensación se realiza aplicando el Gc(s)
En general, la compensación en serie es más sencilla que la compensación
mediante realimentación paralela; sin embargo aquella requiere con frecuencia de
amplificadores adicionales para incrementar la ganancia y/o ofrecer un aislamiento.
Observe que, la cantidad de componentes de la compensación en paralelo será menor
que la cantidad de compensación en serie, siempre y cuando se tenga una señal
adecuada, debido a que la transferencia se da un nivel de potencia más alto a un nivel
mas bajo.
R (sj _-:.(s) Controlador
/(s) Proceso no - Controlad<)
Gc(s) + G
p(s)
E e ·.
-
Figura 1.3 Compensación en serie
R (s) E ) (s l' )(��) - - 0-.(.s) -
Gi(s) - � -
+ • + ' .
-
Controlador
G/s)
Figura 1.4 Compensación paralela
1.3.2 Compensación método de lugar de raíces
14
Y(s) -
-
,�
La compensación mediante el método del lugar de raíces se basa en redibujar
el lugar de las raíces del sistema añadiendo polos y ceros a la función de transferencia
en lazo abierto del sistema y hacer que el lugar de las raíces pase por los polos en
lazo cerrado deseados en el plano s. La característica del diseño del lugar de las
raíces es que se basa en la hipótesis de que el sistema en lazo cerrado tiene un par
de polos dominantes. Los ceros y los polos restantes afectan a las características de
la respuesta.
1.3.2.1 Polos a lazo cerrado
El lugar de raíces de una función de transferencia H(s) (en lazo abierto) es un
diagrama de los lugares de todos los polos a lazo cerrado posibles con ganancia
proporcional k y realimentación unitaria:
15
Figura 1.5 Lazo cerrado
Donde los polos del sistema a lazo cerrado son valores de s tales que:
1 + K H(s) = O ................................................................................. 1.1
La suposición de realimentación unitaria no supone un problema pues es
cuestión de sustituir H(s) por H(s)G(s) en las ecuaciones, donde G(s) es la función de
transferencia del lazo.
A partir de ahora, escribiremos H(s) = b(s)/a(s) ........................................ 1.2
Sea n el orden de a(s) y m el orden de b(s) [el orden de un polinomio es la mayor
potencia de s con coeficiente no nulo.
Consideraremos sólo los k positivos. En el límite cuando k -> O, los polos del
sistema a lazo cerrado son los de a(s) = O o sea los polos de H(s). En el límite cuando
k -> infinito, los polos del sistema a lazo cerrado son los de b(s) = O, o los ceros de
H(s).
Sin importar el valor de k que elijamos, el sistema a lazo cerrado debe tener
siempre n polos, donde n es la cantidad de polos de H(s). El lugar de raíces debe
tener n ramas, cada rama empieza en un polo de H(s) y termina en un cero de H(s). Si
H(s) tiene más polos que ceros (el caso normal), m < n y decimos que H(s) tiene ceros
en el infinito. En este caso, el límite de H(s) cuando s -> infinito es cero. El número de
ceros en el infinito es n-m, la cantidad de polos menos la cantidad de ceros, y es la
cantidad de ramas del lugar de raíces que van al infinito (asíntotas).
Como el lugar de raíces son realmente los lugares de todos los polos posibles a
lazo cerrado, del lugar de raíces podemos elegir una ganancia tal que nuestro sistema
a lazo cerrado haga lo que queramos. Si cualquiera de los polos elegidos está en el
semiplano derecho, el sistema a lazo cerrado será inestable. Los polos más cercanos
al eje imaginario son los que mayor influencia tienen en la respuesta a lazo cerrado, de
modo que a pesar que el sistema tenga tres o cuatro polos, el mismo puede actuar
como un sistema de segundo o aún de primer orden, dependiendo de la ubicación
del/los polo/s dominante/s.
16
1.3.2.2 Reglas básicas del trazado del lugar de raíces
Existe una rama simple del lugar por cada raíz de la ecuación característicasiendo por tanto, el número de ramas igual al orden de la ecuación característica, eigual al mayor entre los números de polos y de ceros de H(s).
El lugar comienza para K = O en los polos de H(s) y termina para K = 1 en losceros de H(s). Cada rama del lugar parte de un polo, ya que para K = O los polos enlazo cerrado coinciden con los polos en lazo abierto, y termina en un cero, ya que paraK = ±00 los polos en lazo cerrado coinciden con los ceros en lazo abierto ( ceros deH(s)). Si el número de polos es mayor que el número de ceros, cabe suponer que hayen el infinito tantos ceros como polos en exceso y, por tanto, existirán ramas queterminan en el infinito. De igual modo, si el número ceros excede al de polos, existiránramas que parten de polos situados en el infinito.
El lugar geométrico pasa por todos los puntos del eje real que están a laizquierda de un número impar de polos y ceros.
El lugar es simétrico respecto al eje real del plano complejo. En efecto, paracada punto del lugar, asociado a una raíz compleja de la ecuación característica,existirá otro simétrico respecto al eje real, asociado a la raíz compleja conjugada de laprimera.
Si el número de polos de H(s) es mayor que el de ceros (n > m), hay n - m ramasque terminan en el infinito y existen n - m asíntotas tangentes a las ramas del lugar enlos ceros ubicados en el infinito. Si el número de polos de H(s) es menor que el deceros (n > m) hay m- n ramas que se inician en el infinito y existen m- n asíntotastangentes a las ramas del lugar en los polos ubicados en el infinito.
El ángulo a formada por cada asíntota y el eje real viene dado por la expresiónde la Ecuación 1.3
la = ± ( 2� � �" ; k = o, 1 , 2 ... 1 ..................................... 1.3Si n> m, hay ramas que terminan en ceros situados en el infinito de modo que, a
medida que s tiende a infinito, esas ramas se van acercando a las asíntotas. En ellímite, el ángulo formado entre un punto s del lugar y un polo pi o un cero zj será elángulo a de la asíntota, ecuación 1.4
.a = lím arg( s - p; ) = lím arg( s - z; ) = lím arg( s ) s�ct.:> s-+oo s-+oo
••• ••••••••••••••••• 1.4
17
y, aplicando la condición de ángulo expresado,
l ..... m_a_-_n_a __ =_±_(_2_k_+_l_)_1r_; ____ k_=_O_, I_, _2_ .. ___,. 1 ................. 1.5
de donde se deduce que el ángulo a es el dado
Si n < m, las asíntotas son tangentes a las ramas en los polos situados en el
infinito y sigue siendo válida la expresión de a.
Un punto de ruptura de salida del eje es un punto del lugar en el que dos ramas,
que discurren por el eje real y que se aproximan cada vez más entre sí a medida que
aumenta K, se unen, bifurcándose simétricamente en el plano complejo a partir de él.
Un punto de ruptura de entrada al eje es un punto del lugar en el que dos ramas, que
discurren simétricas por el plano complejo y se aproximan cada vez más entre sí a
medida que aumenta K, se unen, bifurcándose en el eje real a partir de él.
Los puntos de ruptura de salida y de entrada al eje se determinan por la
condición, ecuación 1.6
dK = _.!!._ P(s) =
O ds ds Z(s) ............................................................................ 1.6
de donde
P(s) dZ(s) Z(s) d
P(s) = 0
ds ds ................................................................. 1.7
Las raíces reales de esta ecuación nos darán los valores de los puntos de
ruptura de salida y de entrada. No todas las raíces han de ser necesariamente puntos
de ruptura.
Los Ángulos de partida y de llegada del lugar son los ángulos de las tangentes al
lugar de las raíces en los puntos inicial y final, respectivamente.
El ángulo de partida del lugar desde un polo, para K = O, y el ángulo de llegada
del lugar a un cero, para K = 1, se determinan por medio de la condición de ángulo
expresada, hallando el ángulo de un punto s infinitamente próximo al polo o cero
considerado.
18
1.3.2.3 Ejemplo aplicativo,
Obtener la gráfica del Lugar Geométrico de Raíces del siguiente sistema de
realimentación unitaria:
G(s) s2 + 2s + 3
(s + 1)3
")
s- + 2s + 3
1 + G(s)H(s) s 3 + 3s
2 + 3s + 1
Solución usando MATLAB
» % OBTENER EL LUGAR GEOMETRICO DE RAICES
» num=[1,2,3];
» den=[1,3,3, 1];
» [r,k]=rlocus(num,den)
r=
-1.0000 -1.0000 + 0.0000i -1.0000 - 0.0000i
-1.1526 -0.9246 + 0.1317i -0.9246- 0.1317i
-1.1928 -0.9054 + 0.1659i -0.9054 - 0.1659i
-1.2437 -0.8816 + 0.2090i -0.8816 - 0.2090i
-1.3089 -0.8526 + 0.2633i -0.8526 - 0.2633i
-1.3928 -0.8177 + 0.3316i -0.8177 - 0.3316i
-1.5022 -0.7770 + 0.4175i -0.7770 - 0.4175i
-1.6481 -0.7322 + 0.5248i -0.7322 - 0.5248i
-1.8491 -0.6879 + 0.6577i -0.6879 - 0.6577i
-2.0053 -0.6661 + 0.7483i -0.6661 - 0.7483i
-2.1411 -0.6544 + 0.8181i -0.6544 - 0.8181i
-2.3819 -0.6465 + 0.9230i -0.6465 - 0.9230i
-2.6017 -0.6492 + 1.0004i -0.6492 - 1.0004i
-2.6956 -0.6522 + 1.0289i -0.6522 - 1.0289i
-2.7881 -0.6560 + 1.0545i -0.6560 - 1.0545i
-3.2386 -0.6807 + 1.1522i -0.6807 - 1.1522i
-3.6833 -0.7083 + 1.2166i -0.7083 - 1.2166i
-5.5042 -0. 7979 + 1.3340i -0. 7979 - 1.3340i
-9.3333 -0.8834 + 1.3894i -0.8834 - 1.3894i
lnf -1.0000 + 1.4142i -1.0000 - 1.4142i
k=
.................. 1.8
19
o
0.0018
0.0035
0.0070
0.0141
0.0281
0.0562
0.1125
0.2250
0.3375
0.4500
0.6750
0.9000
1.0000
1.1000
1.6000
2.1000
4.1000
8.1000
lnf.
» plot(r,'X'),title('Grafica del Lugar de Raices'),xlabel('eje real'),ylabel('eje
imaginario'),grid
Grafica del Lugar de Raíces 1.5
.----"""T"----r-----,---r-------.----,---,---�---,---,
fxx X )(
1 .................. ···················· ···················· ···················· .................... .................... .................... .................... ..................... ..... � .... . )( )( X X
0.5 .................. ···················· .................... .................... .................... ···················· ···················· .................... ..................... .. x ····· -
Q �···•••••••·><••••· •••••••••••••••••••• ,..__ ................................ ......... ><••••••••• ••·••••••••••••••••• •• , ............ ;)(.,, ··M-M••M••M �--H�· ••.•..•...••.••..• _
X X
-e.s� ............. .................... ···················· ···················· ···················· ···················· ···················· ···················· ····················· ···�··········
X X X )( -1 .................. .................... .................... .................... ···················· .................... .................... ···················· ····················· ·····� ...... .
)( X
-1.5.._ _ _.__ _ __._ _ __. __ _.___ _ __._ _ _,_ __ ..__ _ _.__ _ __.__ _ __.
-10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 O eje real
Figura 1.6 Lugar de raíces de la ecuación 1.8
CAPITULO 11 ESTABILIZADORES DE SISTEMA DE POTENCIA (PSS)
2.1 Descripción
El estabilizador de sistema de potencia, denominado PSS, es uno de los
controles suplementarios, el cual constituye un elemento que provee una entrada
adicional al AVR (automatic regulator voltaje) para mejorar el comportamiento del
sistema, reduciendo las oscilaciones y eliminando los efectos del amortiguamiento
negativo causado por el regulador de voltaje. Las señales de retroalimentación
utilizadas generalmente para el PSS son la velocidad, la frecuencia y la potencia
eléctrica.
En la Figura 2.1 se ilustra el esquema general de compensación para la
estabilización de sistemas de potencia.
Los PSS tienen como objetivo principal, amortiguar pequeñas perturbaciones
en un sistema eléctrico de potencia.
G(S) FUNCION DEL PROCESO
H(S) COMPENSACION PARALELO
Figura 2. 1 Esquema general de compensación para la estabilización de sistemas de
potencia.
vt
1�-----11 G(S)
fRROR �--�
EXCITADOR ,__ __ _, Y AVJI
JfÍfAL fHAIIILIZANTf
PSS
OElll:RAOOR SltlCROHO
.___---11 H(S) 11----...1
21
VOlTAJf fflU.IIHAl
Figura 2.2 Diagrama de bloques compensación para la estabilización de sistemas de
potencia.
En la actualidad para el diseño de estabilizadores de potencia se utilizan
diversas técnicas de control, desde el control clásico, el control inteligente hasta
muchas estrategias híbridas que combinan las dos técnicas.
2.2 AVR (Automatic Voltage Regulator)
La excitación de las Unidades de la Central Yuncán es del tipo estatico tal
como se muestra en la Figura 2.3, la cual se realiza mediante un transformador de
excitación y diodos de potencia rotativos.
TRANSFORMADOR DEL
SISTEMA Df EXCITACl,ON
MODULO DE f::XCrtACION
-1 KJ 1 @)-�----IN-TER-,.,_R_U-PT_O_R _ __..__DECAMPO
Figura 2.3 Diagrama Unifilar de los AVRs de la Central Yuncán
22
El AVR del sistema de excitación de las unidades es del tipo UNITROL® F de
la marca ABB, es utilizado como regulador automático de tensión para alimentación
de 50/60 Hz, utilizando convertidor de tiristores y para alimentación CC o CA de
frecuencias más elevadas, usando un convertidor de potencia tipo IGBT
El UNITROL® F posee como función opcional el estabilizador de sistema de
potencia PSS tipo PSS2A. Para la función del PSS se nesecita una tarjeta en adición
al software, la cual se conecta sobre la unidad de procesamiento de señales.
/
AVR ACSUpply
______ ...,._,_ •· « 391.a-
..... 1'8.0 ,o $00 Hi. , aroc
......
' '
'
Electrconlcs s.�pfY Dua I channel optíon llo/220 V�c _____________ .._ ______ ..;.. ___ _
,'-4--4K/ll0-;'!,C) Ve,,: ____ ..,_ ________ .&,.. ___ ..,_ ______ _
Panel
-·
-
¡ .,. _¡ t)-. . �
C-Omnctlon ro Cll1 01 Cl12 al«.>mawety
SES
Excitation
module
r----
1 1 1 1
1 1
1 1
¡,n;:,101] zm/zout
l(j <:t l!Jlt "' lnJHt5
Figura 2.4 AVR del tipo UNITROL® F
16 (ll!]lllll Otrlput5
. 1 . 1.1
1
Excitation
mcx:tule
;:in".'1<Jg 16 r:llg1tal 2 In f 2 0\11 Input 5
16 f11glt'11 outputs
.,,, ·"
--------;;,-�- ...
Voltage regulator
.
.
___________ J Du�I éhannal , \
option
2.2.1 Diagrama de bloques del AVR
from over-excilalión limiters (OEL) ------
-�_-_-_-_-_-_r-,
from under-excilalión limiters (UEL)
UT Machine _., --1 -
voltage (p.u) 1 + sTR
U-V/Hz from V/Hz--------
limiter
UT selpoint (p.u)
QT
PT Machine active
power(p.u)
,Hl _1 __ _. 1 + sTR
Rotor angular ___ _. írecuency desviatíon
[p.u)
1T Machine
current fp.u)
cp
UT
Machine voltage (p.u.J
PSS2Aacc. to IEEE 421.5
1992
UST Stabilizing
signal from PSS
J::!i!:!:. TOB1 KR TOC1
.Jle!. T081 .!d.e.:!:. KR TOC1 KR
� .IQfil_ KR roe,
Figura 2.5 Diagrama de bloques del AVR del tipo UNITROL® F
23
IF
EF
2.2.2 Descripción del funcionamiento del AVR
El modelo del AVR puedes ser dividido en los siguientes submodelos:
• Medición requerida de valores actuales.
• Generación del setpoint de voltaje.
• Cálculo de del error de señal de voltaje por el controlador principal.
• Lógica y compuertas !imitadoras.
• Sistema de redes estabilizadoras.
• Circuito de suministro al convertidor.
• Convertidor y control de compuerta.
24
Todos los valores de medida requeridos son enviados hacia las funciones de
transferencia de primer orden, la cual representa la medición de constantes de tiempo
para estas señales. Desde que la medición de constantes de tiempo para las señales
UT, QT, PT, y �ro son los mismos, todas las constantes de tiempo medidos pueden
ser representados por TR.
El valor actual del voltaje UT en los terminales de la maquina es la variable principal
controlada.
El valor actual de la potencia requerida QT en los terminales de la maquina es
requerida para la operación en paralelo con la red y otras maquinas.
La señal QT es ponderado con un factor KIR la cual puede ser ajustado hasta obtener
una característica (KIR negativo) o una compensación de potencia reactiva (KIR
positivo).
El PT es la señal que representa la potencia activa en los terminales de la maquina,
esta señal normalmente no es requerida para la regulación de tensión. En la mayoría
de los casos este lazo es previsto para casos de sistemas especiales en este caso las
compensación requerida puede ser ajustado con el factor KIA.
El setpoint de voltaje UT es añadido a las compensaciones de la potencia reactiva y
activa. El resultado de esta sumatoria y la señal que viene desde el !imitador V/Hz
(U_V/Hz) son aplicados a la compuerta LV asegurando el setpoint efectivo, de tal
forma que no se exceda el valor de la señal U_ V/Hz que viene desde el !imitador V/Hz.
2.3 Modelos de PSS
25
De acuerdo a la norma IEEE 421.5- 1992 existen dos modelos de
estabilizadores de potencia para la operación de maquinas síncronas el PSS1A y el
PSS2A.
2.3.1 Tipo PSS1A, es un estabilizador de potencia con una sola entrada, algunas
señales de entrada (VSI) mas comunes son la velocidad, la frecuencia y la
potencia, se muestra su diagrama de bloques en la Figura 2.6
1
11
1sT5 1
-
.. K
1½sT0
s 1+sT5 (1 +A.s+A
2s2)
·1 1r
v
--1+sT1
1+sT3
.,.vsr� 1+sT 1+sT
24
Figura 2.6 Estabilizador de potencia Tipo PSS1A
2.3.2 Tipo PSS2A, el esquema de estabilización del PSS se basa en los principios
de estabilización por integral de potencia acelerante con dos canales de entrada: (V\/)
velocidad de deslizamiento retórica o frecuencia eléctrica y (PE) potencia activa
generada por el grupo, se muestra su diagrama de bloques en la Figura 2.5.2
• La señal de proceso (potencia acelerante o integral de potencia acelerante) es
obtenida a partir de la medición local de la velocidad de deslizamiento del rotor
y la potencia eléctrica activa generada en los bornes del generador síncrono.
• El estabilizador PSS opera modulando la referencia de tensión del AVR y
posee suficiente flexibilidad para el ajuste de sus parámetros (constantes de
tiempo y ganancias).
• La señal de salida VST del PSS se inyecta en el punto de suma (referencia de
tensión) del AVR.
PE
PSS2A acc. IEEE 421.51992
s.TW3
1 + s.TW3
s.TW4 Ks2
1 + s.TW4 1 + s.T7
óPM
1 + s.2.H
óPE
1 + s.2.H
óPA
1 + s.2.H
26
VSTmax VSTmax
1+s.T1
1+s.T2
1+s.T3 VST
1+s.T4
VSTmin VSTmin
Figura 2. 7 Estabilizador de potencia Tipo PSS2A
La descripción del modelo consiste en los modelos subsiguientes:
• Cálculo de manejo de potencia.
• Filtración de oscilaciones torsionales y de componentes de ruido.
• Cálculo de la aceleración de potencia.
• Condiciones de fase y ganancia para la estabilización de la señal.
Las señales W y PE son enviados hacia dos estapas (wash -out) las cuales
son previstos para la eliminacion de la componente de la señal en crecimiento
constante.
Una aproximación para la integral de potencia electrica es obtenida aplicando
la salida del segundo filtro (wash -out) del canal PE de la función de transferencia de
primer orden. El valor de T7 corresponderá a constantes de tiempo (wash -out)
TW1, TW2 y TW3, que son seleccionados para permitir la operación del PSS en el
rango de frecuencia de interes (p.e.>0.1 Hz). La constante Ks2 será igual a T7/
(2H) para obtener una señal apropiada.
Ks3 se proporciona para el escalamiento fino entre las señales que vienen
desde los canales W y PE. Normalmente el Ks3 es igual a 1.
Los valores de los exponentes M y N son 5 y 1 respectivamente, las cuales
fueron proporcionados por el fabricante.
CAPITULO 111
HABILITACION DE LOS ESTABILIZADORES DE SISTEMA DE POTENCIA EN
LA C.H. YUNCAN
3.1 Características de las Unidades de generación de la C.H. Yuncán
Tabla 3.1 Características Técnicas de las unidades de generación de la Central
Yuncán
Marca: Toshiba
Tipo: Generador sincrono de polos salientes de eje vertical
Numero de fases: 3
Potencia instalada: 48200 kVA
Tensión Nominal: 13800 V
Corriente Nominal: 2017 A
Factor de potencia: 0.9 inductivo
Frecuencia: 60 Hz
V elocidad de rotación: 450 RPM
Carga Reactiva: 38000 kVAR
Resistencia del estator: 0.00930 ro/fase, 90ºC
Reactancia síncrona (Xdu): 1.02 (eje directo)
Reactancia síncrona (Xqu): 1.02 (eje cuadratura)
Reactancia secuencia negativa (X2): 0.275
Reactancia secuencia cero (X0): 0.13
Tensión de excitación: 213 V
Corriente de excitación: 800A
Año de fabricación: Generador 1 (2002-Japón), Generadores 2y3 (2003 - Brasil)
Las tres unidades de generación son de características similares.
28
3.2 Diagrama Unifilar, C.H. Yaupi - C.H. Yuncán - S.E. Santa Isabel -S.E.
Carhuamayo Nueva - SEIN.
BARRA DE
N N
,-.=_¡
:.......e-<..)--111,
S.E CARHUAMAYO
NUEVA TRANSF"ERENCIA �----.a-.-------�---�-------t----
BARRA PRINCIPAL
BARRA A
S.E.SANTA
ISABEL
C.H. YAUPI
---,) ________ ._ ________ .... ________ .,.. __220KV
BARRJ\B
C.H. YUNCAN
Figura 3.1 Diagrama Unifilar, C.H. Yaupi - C.H. Yuncán - S.E. Santa Isabel -S.E.
Carhuamayo Nueva - SEIN.
3.3 Características principales de las líneas L-2258 (Carhuamayo Nueva-
Paragsha) y L-2259 (Carhuamayo Nueva- oroya Nueva)
Propietario: ISA PERU
Tensión de operación: 220 kV
Corriente máxima: 442.5 A, Potencia Máxima: 200.0 MW
29
3.4 Antecedentes
Los días 18 de octubre y 28 de diciembre del 2005 se registraron oscilaciones
de tensión y potencia en las Centrales Hidroeléctricas de Yuncan y Yaupi, debido a la
apertura de la línea L-2259 (Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva) por falla monofásica
en la fase "S".
n� .. tt<k½ ... -'-·-'-·--'------'----�----------------------------,. 14.�
, 14.1!)
. •. j3.!io
. .1.3�71)·.¡;.;;; ... ;;; .. ;4; • • ;;; •• � .•. ;;; .• ;;; •.• cf'.�.!ll:D:'ll
. ·13.s,: ·······································
-:· ··'.13��. ··········-·····················-··-···
13:10
· .. 12.90
... 1i10
Figura 3.2 Oscilación de tensión en bornes de los generadores de la Central Yuncán
v.w.ci°' CE FOTBAAACTIVAYR;ACílvA ·l:NL� �[E· usGEN:RAl:Xie [E !-A. ·�.· Cti.�:.
·5(1.� . ..-�--�-------�------�----------------�---,
---··········---------------------------
.40,oi,·· ········································· ...
�Olf ······················································································· ····················································································
:.·.�oo:· ··························································································································································································· . ·: 211..0!I · .......................................................................................................................................................................................... .
1&:o¡
·'1o;!Jb ········································
Figura 3.3 Oscilación de Potencia en bornes de los generadores de la Central Yuncán
30
Debido a las oscilaciones mostradas, los encargados de los analisis de fallas
del COES (Comité de Operación Económica del Sistema) convocaron a las empresas
implicados para la activación de los PSSs de las Centrales de Yaupi y Yuncán
considerando las recomendaciones y conclusiones del Estudio de Estabilidad
Permanente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Peru.
3.5 Implementación de los PSSs
Para la implementación de los PSSs en las tres unidades de generación se
utilizó una PC con sistema operativo Windows 98 con el programa: CMT /DCS 500
3.4 - Single Drive, Producto de ABB.
CMT/OCS
500 3.4
Figura 3.4 Activación de los PSSs
CONVERTIDOR
ABB SNAT 622
Figura 3.5 El AVR con su función opcional el PSS
UNITROL
D p
s
s
31
Los PSSs de las tres unidades se encontraron con las siguientes constantes
de tiempo y ganancias como se muestra en la Tabla 3.2, las cuales fueron
proporcionados por el fabricante ABB en la etapa del comisionado de la Central.
Tabla 3.2 Constantes de tiempo y ganancias, etapa de comisionado
PE
2002 PSS MODE OFF
2003 PSS KS1 5
2004 PSS KS2 0.2
2005 PSS KS3 1
2006 PSS T1 0.2
2007 PSST2 0.04
2008 PSST3 0.36
2009 PSST4 0.12
2010 PSS T7 2
2011 PSS T8 o
PSS2A acc. IEEE 421.51992
s.TW3
1 + s.TW3
s.TW4 Ks2
1 + s.TW4 1 + s.T7
p.u.
p.u.
p.u.
s.
s.
s.
s.
s.
s.
Figura 3.6 Diagrama debloques del PSS
..6.PE, variación de la potencia eléctrica
..6.PM, variación de la potencia mecánica
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
APM
1 + s.2.H
tiPE
1 + s.2.H
PSS T9
PSS TW1
PSS TW2
PSS TW3
PSS TW4
PSS N
PSS M
PSS T10
PSS T11
APA
1 + s.2.H
0.1 s.
2 s.
2 s.
2 s.
o s.
1
5
o s.
o s.
VSTmax VSTmax
1+s.T1
1+s.T2
1+s.T3 VST
1+s.T4,
VSTmin VSTmin
32
De acuerdo a las recomendaciones y conclusiones del Estudio Estabilidad
Permanente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de Perú y Estudio
de Operatividad de la Central Hidroeléctrica Yuncán, la Empresa ALSTOM elaboró la
Tabla 3.3 de constantes de tiempo y ganancias, las cuales se tenía que ajustar
mediante PRUEBA Y ERROR con la inyección de escalón de +-5% de Tensión
Nominal en los bornes de cada generador para diferentes cargas de la central.
Tabla 3.3 Constantes de tiempo y ganancias, calculadas por ALSTOM
2003 PSS KS1 3 p.u. 2012 PSS T9 0.1
2004 PSS KS2 0.2 p.u. 2013 PSS TW1 2
2005 PSS KS3 1 p.u. 2014 PSS TW2 2
2006 PSST1 0.2 s. 2015 PSS TW3 2
2007 PSST2 0.02 s. 2016 PSS TW4 o
2008 PSST3 0.2 s. 2017 PSS N 1
2009 PSST4 0.02 s. 2018 PSS M 5
2010 PSS T7 2 s. 2019 PSS T10 o
2011 PSS T8 0.4 s. 2020 PSS T11 o
3.6 Ajuste de los PSSs
Con la generación de la Unidad Nº1 a 25% de su potencia nominal se realiza el
ajuste necesario para disminuir la amplitud de la señal de salida del PSS,
obteniéndose las siguientes constantes:
Tabla 3.4 Constantes de tiempo y ganancias, despues del ajuste mediante PRUEBA
Y ERROR
2003 PSS KS1 3.5 p.u. 2012 PSS T9 0.1 s.
2004 PSS KS2 0.15 o.u. 2013 PSS TW1 1 s.
2005 PSS KS3 0.97 p.u. 2014 PSS TW2 1 s.
2006 PSST1 0.18 s. 2015 PSS TW3 1 s.
2007 PSST2 0.04 s. 2016 PSS TW4 o s.
2008 PSST3 0.2 s. 2017 PSS N 1
2009 PSST4 0.12 s. 2018 PSS M 5
2010 PSS T7 1.49 s. 2019 PSS T10 o s.
2011 PSS T8 o s. 2020 PSS T11 o s.
Con las constantes obtenidas se procede con el cambio de parámetros en las tres
Unidades y se aplican las perturbaciones externas de acuerdo al siguiente programa.
3.6.1 Para las tres Unidades con Operación individual,
Tabla 3.5 Para las tres Unidades con Operación individual , ...... , ·•····.;: <JJA1, .. , ... .
r:�<l:��� 7:00:00 11 O O 11.25
7:31.00 11 O O 11.25
8:00:00 11 O O 11.25
8:31.00 23 O O 22.5
9.00:00 23 O O 22.5
s.:noo 23 o o 22.5
10:00:00 34 O O 33.75
10::noo 34 o o 33.75
11:00:00 34 O O 33.75
11::noo 44 o o 44
12:00:00 44 O O 44
12::noo 44 o o 44
13:00:00 44 O O 44
13:31.00 44 O O 44
14:00:00 44 O O 44
14:31.00 40 40 O 00
15:00:00 40 40 O 00
,.
. .
1-tir;i.
7:00:00
7::noo
8:00:00
8:31.00
9.00:00
s.:noo
10:00:00
10::noo
11:00:00
11:31.00
12:00:00
12:31.00
13:00:00
13::noo
14:00:00
14:31.00
15:00:00
aA2
. . GEN:Rld°'�
81 G2 G3 CENJRPl.
o 11.25 o 11.25
o 11.25 o 11.25
o 11.25 o 11.25
o 22.5 o 22.5
o 22.5 o 22.5
o 22.5 o 22.5
o 33.75 o 33.75
o 33.75 o 33.75
o 33.75 o 33.75
o 44 o 44
o 44 o 44
o 44 o 44
o 44 o 44
o 44 o 44
o 44 o 44
40 40 o 80
40 40 o 80
1-ba
7:00:00
7:31.00
8:00:00
8:31.00
9.00:00
9.31.00
10:00:00
10:31.00
11:00:00
11:31.00
1200:00
1230:00
13:00:00
13:30:00
14:00:00
14:30:00
15:00:00
33
DA3
GEtSWJOJ(� G1 G2 G3 Y:l'illn11.
o o 11.25 11.25
o o 11.25 11.25
o o 11.25 11.25
o o 22.5 22.5
o o 22.5 22.5
o o 22.5 22.5
o o 33.75 33.75
o o 33.75 33.75
o o 33.75 33.75
o o 44 44
o o 44 44
o o 44 44
o o 44 44
o o 44 44
o o 44 44
40 o 40 oc
40 o 40 oc
• Con la unidad en 25% generar un escalón de +/-5% del Vn, verificar respuesta,
realizar ajustes y repetir la prueba si es necesario.
• Subir carga de 25 a 50% establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 50 a 75%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 75 a 100%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario
3.6.2 Con las Unidades 2 y 3 en Operación
Tabla 3.6 Para las Unidades 2 y 3 en Operación
· . ' DIA4
GENERACION (MW) .·. · Hor-.
Gt G2 G3 CENTRAL
7:00:00 o 11.25 11.3 22.5
7:30:00 o 11.25 11.3 22.5
8:00:00 o 11.25 11.3 22.5
8:30:00 o 22.5 22.5 45
9:00:00 o 22.5 22.5 45
9:30:00 o 22.5 22.5 45
10:00:00 o 33.75 33.8 67.5
10:30:00 o 33.75 33.8 67.5
11 :00:00 o 33.75 33.8 67.5
11 :30:00 o 44 44 88
12:00:00 o 44 44 88
12:30:00 o 44 44 88
13:00:00 o 44 44 88
13:30:00 o 44 44 88
14:00:00 o 44 44 88
14:30:00 o 40 40 80
15:00:00 o 40 40 80
34
• Con las unidades 2&3 en 25% generar un escalón de +/-5% del Vn en una de
las unidades, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 25 a 50% establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 50 a 75%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 75 a 100%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
3.6.3 Con las tres unidades en operación
Tabla 3. Con las tres unidades en operación
. .
' - .. .
,•
DIAS ..
GE·NERAC·ION (MW) · Mora
G1r . .
G2 G3 CENrfRAL �- . .
7:00:00 11.25 11.25 11.25 33.75
7:30:00 11.25 11.25 11.25 33.75
8:00:00 11.25 11.25 11.25 33.75
8:30:00 22.5 22.5 22.5 67.5
9:00:00 22.5 22.5 22.5 67.5
9:30:00 22.5 22.5 22.5 67.5
10:00:00 33.75 33.75 33.75 101.25
10:30:00 33.75 33.75 33.75 101.25
11 :00:00 33.75 33.75 33.75 101.25
11 :30:00 44 44 44 132
12:00:00 44 44 44 132
12:30:00 44 44 44 132
13:00:00 44 44 44 132
13:30:00 44 44 44 132
14:00:00 44 44 44 132
14:30:00 40 o 40 80
15:00:00 40 o 40 80
35
• Con todas las Unidades en 25% generar un escalón de +/-5% del Vn, verificar
respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es necesario.
• Subir carga de 25 a 50% establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 50 a 75%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Subir carga de 75 a 100%, establecer la carga 15 minutos y generar un escalón
de +/-5% del Vn, verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si es
necesario.
• Con la Central a plena carga sacar de servicio la línea L-2266 (Santa Isabel -
Carhuamayo Nueva), verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si
es necesario ..
• Con la Central a plena carga, con la línea L-2266 (Santa Isabel - Carhuamayo
Nueva) fuera de servicio, sacar de servicio la L-2259 (Oroya Nueva -
Carhuamayo Nueva), verificar respuesta, realizar ajustes y repetir la prueba si
es necesario.
CAPITULO IV
RESULTADOS
En este capitulo se considera la respuesta de las unidades de generación
eléctrica cuando son sometidos a perturbaciones externas con escenarios de PSSs de
la Central Yuncán activados y desactivados.
Para verificar las respuestas de amortiguamiento se consideraron las siguientes
perturbaciones:
• Aplicación de escalón positivo y negativo de valor 5% de tensión nominal en
el AVR de una de las unidades de generación de la C.H. Yuncán, las cuales
fueron aplicadas para diferentes cargas indicadas en el capitulo anterior.
• Contingencias en el SEIN, apertura de las líneas de transmisión L-2266 (Santa
lsabel-Carhuamayo Nueva) y L-2258 (Paragsha -Carhuamayo Nueva).
Los parámetros a evaluarse en los bornes de los generadores son: Potencia
activa, Potencia reactiva, Voltaje y la salida de la Señal del PSS.
4.1 Consideraciones
• Para evaluar la respuesta de cada unidad se ha considerado solamente los
resultados de la Unidad Nº1, por la similitud y características que poseen las
tres unidades.
• Los datos adquiridos por el equipo de registro es con intervalos de 50
milisegundos.
• La tabla Nº4.1 se indica la leyenda de las variables mostradas en las
oscilografias obtenidas en la habilitación de los PSS's.
Tabla Nº4.1 Leyenda de las oscilogramas
P: Potencia Activa (MW)
Q: Potencia Reactiva (Mvar)
V: Voltaje (V)
Señal de salida del PSS
4.2 Con una Unidad de generación en operación
M
14076
13662
13248
12834
12420
MVAR: 1
1 1 1 1 -----•-----�-----�------�-----·-----�----
24.1 13.26 '
1
-----f'-----.v-.-�vvv-�'7,,·
2.41
1 ' '
'
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1 1 1 1 1
1
1 _____ ,. ____ _ ' 1 1
37
MW
14.46
12.05
9.64
7.23
4.82
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.1 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad N°1 con 25% de carga
(P=11.54 MW, Q=-2.56 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado.
M
14076
13662
13248
12834
12420
MVAR:
1 1 -----•-----�-----�------�-----•-----�-----�- ___ .,.. _____ . ____ _ 24.1
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o
MW
14.46
12.05
9.64
7.23
4.82
s
Figura 4.2 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 25% de carga
(P=11.54 MW, Q=-2.56 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado.
M
15111
14835
14559
14283
14007
MVAR: ''
'' '''' '' '1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
- - - - - ! - -'I" -.1,.f..-:..'-oA.f't¡"r)#,::,-::,.(.-��-Od--.-� .. A..JJ.'�""'�,)� -: - - :.. - - - - - ! - - - - -l.......\•'\_ ... , """' 1 '"""' 1 t 1 1 f 1 1 1/ ,¡ ... r1' •J\r"<-JJI'-·� ... ��-"""--.,--,
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: - - - - - t - - - - -
1 1 1 1 1 1 1
1 1
1 1 : : : 1 1
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1 1 1 1 1 1
38
MW
11.81
10.12
8.435
6.748
5.061
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.3 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 25% de carga
(P=11.54 MW, Q=-2.56 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado.
M
15111
14835
14559
14283
14007
MVAR: 1 1 1 1
1 a 1 1 1 1 1 1 1 1 1
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MW
11.81
10.12
8.435
6.748
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.4 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 25% de carga
(P=11.54 MW, Q=-2.56 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado.
24.1 1 1 1
1 1 1
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... -;-.--------;---- -r-- .. r- ---, -
1
1
1 -----L-----
1
39
MW
21.69
20.49
19.28
18.08
16.87
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.5 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 50% de carga
(P=22.56 MW, Q=-2.17 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado.
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14007
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Figura 4.6 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 50% de carga
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Figura 4. 7 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 50% de carga
(P=22.56 MW, Q=-2.17 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado.
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Figura 4.8 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 50% de carga
(P=22.56 MW, Q=-2.17 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado.
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Figura 4.9 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad N°1 con 75% de carga
(P=33.93 MW, Q=-2.13 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado.
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Figura 4.1 O Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 75% de carga
(P=33.93 MW, Q=-2.13 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado.
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Figura 4.11 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 75% de carga
(P=33.93 MW, Q=-2.13 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado
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Figura 4.12 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 75% de carga
(P=33.93 MW, Q=-2.13 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado.
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Figura 4.13 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 100% de carga (P=45.49 MW, Q=-0.98 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado
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Figura 4.14 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 con 100% de carga (P=45.49 MW, Q=-0.98 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado
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Figura 4.15 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 100% de carga
(P=45.49 MW, Q=-0.98 Mvar, V=13.8 kV) y PSS desactivado
M
15387
15042
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.16 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 con 100% de carga
(P=45.49 MW, Q=-0.98 Mvar, V=13.8 kV) y PSS activado
45
4.2.1 Observaciones
./ Cuando se inyecta un escalón positivo de +5% de tensión nominal, la potencia
reactiva en los bornes del generador aumenta un promedio de 19.0 Mvar con la
cual la tensión aumenta desde 13.8 kV hasta 14.50 kV .
./ Cuando se inyecta un escalón negativo de -5% de tensión nominal, la potencia
reactiva en los bornes del generador disminuye un promedio de -18.0 Mvar
con la cual la tensión disminuye desde 13.8 kV hasta 13.1 O kV.
./ Para una carga de 25%, cuando se aplican los escalones positivos y negativos,
no se aprecia ninguna variación de potencia activa .
./ Para una carga de 50%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.48 MW
y una duración de 0.625 segundos .
./ Para una carga de 75%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.60 MW
y una duración de 0.625 segundos .
./ Para una carga de 100%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.96 MW
y una duración de 0.625 segundos .
./ Cuando se aplica un escalón positivo o negativo con PSS activado, la señal
del PSS tiene como respuesta una onda contraria a la onda de potencia activa .
./ Cuanto mayor sea la onda de potencia, es mayor la onda contraria de la señal
de PSS .
./ Cuando se genera una potencia reactiva menor a -5.0 Mvar en los bornes de
cada generador, se registra la alarma GEN PHASE SECUENCE RL Y 40/46
ALARM
4.3 Con dos Unidades en operación (Unidades 2 y 3 en Servicio)
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14076
13662
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.17 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.190 MW y Q=-1.1 O Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
M
14076
13662
13248
12834
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MW
11.81
10.12
8.345
6.748
5.061
s
Figura 4.18 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.190 MW y Q=-1.1 O Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
15111
14835
14559
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Figura 4.19 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad N°3 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.190 MW y Q=-1.1 O Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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Figura 4.20 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.190 MW y Q=-1.1 O Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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12834
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Figura 4.21 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con 50% de carga (P=22.20 MW y Q=-2.68 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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Figura 4.22 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con 50% de carga (P=22.20 MW y Q=-2.68 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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Figura 4.23 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad N°3 Cada Unidad con
50% de carga (P=22.20 MW y Q=-2.68 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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Figura 4.24 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
50% de carga (P=22.20 MW y Q=-2.68 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.25 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.20 MW y 0=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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-20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5
MW
34.7
33.5
32.29
31.09
29.88
-5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.26 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.20 MW y 0=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
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14076
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MW
34.7
33.5
32.29
31.09
29.88
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.27 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad N°3 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.20 MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
M
15456
15111
14766
14421
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.28 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.20 MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o
52
MW
45.79
43.38
40.97
38.56
36.15
s
Figura 4.29 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
100% de carga (P=45.10 MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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13731
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MW
45.79
43.38
40.97
38.56
36.15
s
Figura 4.30 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº3 Cada Unidad con
100% de carga (P=45.10 MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV}, y PSSs activados.
M
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15111
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o
Figura 4.31 Aplicación de escalón de+ - 5% Vn a la Unidad N°3 Cada Unidad con
100% de carga (P=45.1 O MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o
Figura 4.32 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad N°3 Cada Unidad con
100% de carga (P=45.1 O MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
54
4.3.1 Observaciones
./ Cuando se inyecta un escalón positivo de +5% de tensión nominal, la potencia
reactiva aumenta un promedio de 20.0 Mvar en los bornes del generador Nº
3 y
disminuye un promedio de -6.0 Mvar en los bornes del generador Nº2 .
./ Cuando se inyecta un escalón negativo de -5% de tensión nominal, la potencia
reactiva disminuye un promedio de -20.0 Mvar en los bornes del generador Nº3
y aumenta un promedio de 8.0 Mvar en los bornes del generador Nº2 .
./ Para una carga de 25%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.33 MW
y una duración de 0.50 segundos, en los bornes del generador Nº3 .
./ Para una carga de 50%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.45 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº3 .
./ Para una carga de 75%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.60 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº3 .
./ Para una carga de 100%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.84 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº3 .
./ Cuando se aplica un escalón positivo o negativo con PSS activado, la señal
del PSS tiene como respuesta una onda contraria a la onda de potencia activa .
./ Cuanto mayor sea la onda de potencia, es mayor la onda contraria de la señal
de PSS .
./ Cuando se genera una potencia reactiva menor a -5.0 Mvar en los bornes de
cada generador, se registra la alarma GEN PHASE SECUENCE RL Y 40/46
ALARM.
4.4 Con las tres Unidades en Servicio
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13248
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.33 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.80 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
M
13662
13248
12834
12420
MVAR
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MW
11.81
10.12
8.435
6.748
5.061
s
Figura 4.34 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con 25%
de carga (P=11.80 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
15111
14835
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MVAR
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10.12
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1 1 1 1 1 1 1 1 1 5.061
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0
1 1 1 1 1
-12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.35 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad N°1 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.80 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
M
15111
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Figura 4.36 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
25% de carga (P=11.80 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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MW
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-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.37 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con50% de carga (P=22.60 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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MW
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21.45
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19.04
17.83
s
Figura 4.38 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con50% de carga (P=22.60 MW_ y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
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Figura 4.39 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad N° 1 Cada Unidad con
50% de carga (P=22.60 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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Figura 4.40 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
50% de carga (P=22.60 MW y Q=-3.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
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Figura 4.41 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad N°1 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.80 MW y Q=0.30 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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MW
34.7
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32.29
31.09
29.88
s
Figura 4.42 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.80 MW y Q=0.30 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
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MW
34.7
33.5
32.29
31.09
29.88
s
Figura 4.43 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con 75%
de carga (P=33.80 MW y Q=2.00 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs desactivados.
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14835
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MW
34.7
33.5
32.29
31.09
29.88
s
Figura 4.44 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
75% de carga (P=33.80 MW y Q=2.30 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
M
14076
13662
13248
12834
12420
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Figura 4.45 Aplicación de escalón de - + 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
100% de carga (P=44.20 MW y 0=2.40 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
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43.38
40.97
38.56
36.15
s
Figura 4.46 Aplicación de escalón de + - 5% Vn a la Unidad Nº1 Cada Unidad con
100% de carga (P=44.1 O MW y Q=2.30 Mvar, V= 13.8 kV), y PSSs activados.
62
4.4.1 Observaciones
../ Cuando se inyecta un escalón positivo de +5% de tensión nominal, la potencia
reactiva aumenta un promedio de 23.0 Mvar en los bornes del generador Nº 1 y
disminuye un promedio de -8.0 Mvar en los bornes de cada uno de los
generadores Nº2 y Nº3 .
../ Cuando se inyecta un escalón negativo de -5% de tensión nominal, la potencia
reactiva disminuye un promedio de -20.0 Mvar en los bornes del generador Nº 1
y aumenta un promedio de 7.0 Mvar en los bornes de cada uno de los
generadores Nº2 y Nº3 .
../ Para una carga de 25%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo no se aprecia ninguna variación de potencia activa en los bornes del
generador Nº 1 .
../ Para una carga de 50%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.45 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº 1 .
../ Para una carga de 75%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.60 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº 1 .
../ Para una carga de 100%, en el instante que se aplica escalón positivo o
negativo se aprecia una variación de potencia activa con amplitud de 0.84 MW
y una duración de 0.625 segundos, en los bornes del generador Nº 1 .
../ Cuando se aplica un escalón positivo o negativo con PSS activado, la señal
del PSS tiene como respuesta una onda contraria a la onda de potencia activa .
../ Cuanto mayor sea la onda de variación de potencia, es mayor la onda
contraria de la señal de PSS .
../ Cuando se genera una potencia reactiva menor a -5.0 Mvar en los bornes de
cada generador, se registra la alarma GEN PHASE SECUENCE RL Y 40/46
ALARM.
4.5 Con las tres Unidades en Servicio (Desconexión de la línea L-2259)
M \ Instante en que se desconecta la linea L-2259
63
MW
127651---8
--44-----+----lfi-<�f.l--��--\!------'--"'-1�-'-l'i\l-l•r-.....,,._,,� ..... ��---�· ' ' '''
-19 3 : : : '
1 1 1 1 1 1
11730 _.: _ - -t- - - - - � - - - - - -:- ----�-----L-----J-----�------�-----L----- 37.61 1 1 1 1 1 ' ' ' ' ' '' ' '' ' '' ' '' ' ' ' ' '
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.47 Desconexión de la línea L - 2259 (Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva)
C.H. Yuncán con 132 MW y C.H. Yaupi con 100 MW PSSs de las tres unidades
Desactivados.
Instante en que se activa los PSS • s de las tres unidades .-----i----,----,---.._-----.--........ --------i----r------. MW
41.21
37.6
Unidad 1
-25.0 -22.5 -20.0 -17 .5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7 .5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.48 Activación de los PSSs de las tres Unidades con la línea L - 2259
(Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva) aperturada, registrado en la Unidad Nº 1.
9.H. Yuncán con 132 MW y C.H. Yaupi con 85 MW.'
M
14421
14076
13731
MVAR: 1 1 1
28.92 1
�\Afi/VV�MJ 1��! __ l _____ J _____ J ______ L _____ l ____ J _____ J ______ ' ___ l __
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 O ' 1
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-3.62 : v·, ,-.,: \ 1'1 :
64
MW
34.70
32.05
29.40
13386
r ' . 1 1 i ·, i 1 \
, ,·\ /\ ¡\,{\_1 \ 1 1 t' 1 / ,,', i"\'
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1 .!. -41 -I -1,- - i.,. f•1
:, -l�-----------+-------------------t 26.75
1 1 \ ,1 ,,, 1 ¡' J •\,' 1ul \.i 1 1 ' _.,I ,) �· \., 1
, : 1 �'
1 1
-14..51 1 1
13041 1 1 1
-----L-----J-----�------1 1 1 1
1 1 1 1 1 -----L-----J-----�------�-----L-----
1 1 1 1 1 24.10
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -10.0 -7.5 -5.0 -2.5 o.o
Figura 4.49 Desactivación de los PSSs de las tres Unidades con la línea L
(Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva) aperturada, registrado en la Unidad Nº 1.
C.H. Yuncán con 100 MW y C.H. Yaupi con 100 MW.
M
14421
14076
7.23
13731
13386
13041
MVAR:
28.92 1 1 1 1 1 1 1 -----•-----4-----�------�-----•-----4-----�------�-----•-----
18.08
-3.62
I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 t 1
1 1 1
.,_.,,v ;,\ ,·� .. _,,�
1L,.' 1 1'•
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: : ,,... :· ,..1 \11 : \' \. ' : V' \/ ,_,
-14.5-----L-----J-----�------
1 1 1 1
1 1 1
1 1 1 1 1 -----L-----J-----�------�-----L-----
1 1 1 1 1
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o
s
2259
MW
34.7
32.5
29.4
26.7�
24.1
s
Figura 4.50 Activación de los PSSs de las tres Unidades con la línea L - 2259
(Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva) aperturada, registrado en la Unidad Nº 1.
C.H. Yuncán con 90 MW y C.H. Yaupi con 100 MW.
M
14421
14076
13731
13386
L-2258: 185 MW L-2258: 200 MW
MVAR: ' ' ' 1 1
28.92 : : : : . . .
/ . n .
!WJvVVM 1� +-18.08 1 1 1
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1 1'/ 11,., \. 1)
1
1 ' ' '¡ : 1� ¡:
1 1 1 1 1 1 1 1 1
65
MW
i�- 34.7
1,
32.5
29.4
26.7�
13041 -14.5 1 1 1 1 1 1 1 1 1
-----L-----J-----�------L-----L-----J-----�------L-----L----- 24.1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ' ''''
-25.0 -22.5 -20.0 -17.5 -15.0 -12.5 -1 o.o -7.5 -5.0 -2.5 o.o s
Figura 4.51 Aumento de oscilación con el aumento de carga en la Central Yuncán de
90 a 100 MW Línea y la Central Yaupi de 90 a 100 MW con PSSs desactivados,
registrados en la Unidad Nº1.
OSCILACION DE POTENGIAS ACTIVAS 170!00 �-------------------------------------------,
1¡120,00
l110:od li �100.0� -¡.,.,.-,,..,,,.._.,¡,,,. __ """_"ªr
,� 90,00 1 1 l 80.00
1 1
¡ __
10.00
60,00
50,00
INICIO DE OSCILACION POR SOBRECARGA oe LA LINEAL -
· · - Potencia Activa Central Yaupi - Potencia Activa Central Yuncán
Figura 4.52 Oscilación de Potencia en las Centrales de Yuncán y Yaupi con la línea
L - 2259 (Carhuamayo Nueva - Oroya Nueva) aperturada.
POTENCIA POTENCIA ACTIVA joSCILACION DE POTENCIAS LINEAL- 2266 <>OSCILACION DE POTENCIAS LINEA L� 22681 REACTIVA (MW) (Mvar)
280.0 �-----------------------------------------,- 60.0
240.0
220.0
200.0
180.0
160.0
140.0
120.0
100.0
80.0
60 .. 0
40.0
20.0
APERTURA DE
LA LINEA L-
INICIO DE OSCILACION POR
SOBRECARGA DE LA LINEA l - 2258
1-Potenoia Aotiva L •2256 -Potencia Rnotiva l·22C5 r
60.0
40.0
30.0
20.0
10.0
o.o
-10.0
HORA
66
Figura 4.53 Oscilación de Potencia activa y reactiva en la línea L - 2265 (Santa Isabel
Carhuamayo Nueva) estando la línea L - 2259 (Carhuamayo Nueva - Oroya
Nueva) aperturada.
CONCLUSIONES
1. De acuerdo a los resultados mostrados en el capitulo anterior concluimos que
el sistema de excitación con PSS de la Central Hidroeléctrica Yuncán, se
encuentran en condiciones normales de operación, sin embargo es necesario
realizar un ajuste fino en las constantes de tiempo y las ganancias para
mejorar la respuesta de amortiguación frente a una perturbación externa.
2. Cuando se genera una perturbación externa inyectando escalones positivos y
negativos para diferentes cargas, la potencia activa en los bornes de cada
generador se mantiene estable, la respuesta es igual con PSSs activados y
desactivados.
3. La habilitación de los PSSs en la C.H. Yuncán amortiguan la oscilación, pero
esta amortiguación no es suficiente cuando se supera el limite de operación de
la línea L - 2258 (Carhuamayo Nueva - Paragsha) con capacidad máxima de
transmisión de 205.0 MW.
4. Cuando la línea de transmisión L - 2258 se encuentra en el límite de operación
(185MW) se inicia la oscilación de potencia, la cual se amortigua en un 50%
con la activación de los PSSs de las tres unidades de la C.H. Yuncán.
5. Es necesario que la C.H. Yaupi también habilite sus PSSs para amortiguar la
amplitud de la oscilación , pues se ha demostrado que el problema es
compartido de igual forma la Central Térmica Aguaytia, la cual de acuerdo a la
información proporcionado por el COES sus Unidades TG1 y TG2
empezaron a disminuir su generación de 87 a 1.2 MW y de 86. 7 a 67.8 MW
respectivamente por disponer de un sistema de control que reduce su
generación ante la detección de oscilaciones de potencia en la línea Aguaytía -
Tingo María.
6. Cuando la línea de transmisión L - 2258 se encuentra en el límite de operación
(205MW) se inicia la oscilación de potencia, la cual se amortigua en un 50%
con la activación de los PSSs de las tres unidades de la C.H. Yuncán.
7. La sobrecarga de las líneas L - 2258 o L-2259 es producto de falla en una de
ellas, la cual existirá solo en periodos de avenida, dado que para el periodo de
68
estiaje la generación total de las Centrales Yuncán y Yaupi están limitados a
195.0 MW por encontrarse dichas Central en cascada.
8. Por Las alarmas registradas en el periodo de prueba GEN PHASE
SECUENCE RL Y 40/46 ALARM se debe de verificar el estudio de selectividad
de protección del generador, se presume que la curva del relé 40 se encuentra
intersectando la curva del regulador automático de tensión.
ANEXO A
70
1. CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE ESTABILIDAD PERMANENTE DEL
SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) DE PERÚ
2005
Las siguientes conclusiones se basan en los resultados obtenidos a partir de un
modelo del SEIN predispuesto por el CESI y aprobada por el COES en el ámbito
del estudio de "COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA
ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL"; se recuerda que algunos
parámetros, fueron estimados por el CESI en ausencia de informaciones más
precisas. Las comparaciones entre las simulaciones y los registros de eventos o
ensayos en campo han demostrado que el modelo digital presenta una
reproducción aceptable de los fenómenos de inestabilidad provocados por
insuficiente amortiguamiento de las oscilaciones interáreas. El análisis de los
modos de oscilación electromecánica, en términos de distribución geográfica -
eléctrica, de amortiguación y de la sensibilidad de estos últimos respecto a los
medios de control de los mismos, tales como señales estabilizantes introducidas
en los reguladores automáticos de tensión de los grupos de generación, permitió
llegar a la siguientes conclusiones:
Las 8 centrales de producción ya dotadas con PSS, o sea Machu Picchu, San
Gaban, Cañón del Pato, Aguaytia, Talara, Charcani V, Mantaro y Restitución, junto
a la central Yaupi, actualmente no equipada con PSS, son suficientes, si son
oportunamente ajustadas con el fin de garantizar una buena amortiguación (>=5%)
para todos los modos de oscilación electromecánica evidenciados en el SEIN, en
todas las condiciones de base previstas para el año 2005 (períodos hidrológicos y
niveles de demanda y en todas las contingencias consideradas más críticas
La central de Yaupi resulta necesaria para amortiguar oportunamente los modos
de oscilación de la propia zona (Centromin) y resulta muy útil pero no necesaria
para la amortiguación de algunos otros modos interárea críticos del sistema. De las
evaluaciones preliminares pero suficientemente fundadas, resulta que la entrada
en servicio en la zona Centromin del autotransformador 220/138kV en la estación
de Yuncan y de la interconexión en 220kV entre Yuncan y Carhuamayo, que
sucede contemporáneamente a la entrada en servicio de 3 nuevos grupos
hidráulicos en Yuncan de 48MVA conectados en 220kV, no hacen necesaria la
implementación de los PSS en Yaupi ni aún para los modos del Centromin.
Efectivamente el refuerzo de la "salida" de la producción de Yaupi estabiliza
oportunamente los modos del Centromin antes críticos y por otro lado todos los
71
otros modos críticos del sistema pueden ser amortiguados aún sin la contribución
de los PSS de la central de Yaupi. Se hace notar que el efecto positivo se obtiene
a partir del refuerzo de red (autotransformador y línea 220 kV) y no de la
producción de la central de Yuncan.
Algunas pruebas de sensibilidad a los reguladores de tensión han confirmado la
importancia de individuar correctamente sus características dinámicas a los fines
de un correcto ajuste de los PSS. Estas pruebas de identificación son tanto más
importantes cuanto mayor es la participación de la máquina a los modos críticos y
además, a igualdad de participación, es mas conveniente privilegiar las maquinas
previstas a activarles el señal estabilizante. En esta óptica se recomienda una
correcta identificación para las 5 centrales de Machu Picchu, San Gaban, Cañón
del Pato, Aguaytia y Talara, que se han demostrado ser esenciales y de la mayor
eficacia para el control de los modos críticos. De poca importancia resulta la
identificación de los grupos Charcani V y Mantaro, y aún menos la central
Restitución; en cambio podría ser mas útil, respecto a estas 3 ultimas centrales,
una actividad de identificación sobre las centrales Carhuaquero e llo2, que si bien
no necesarias para amortiguar todos los modos, pueden sin embargo influir de
manera no marginal en el ajuste de los otros PSS. De hecho se observe que en
general si un grupo participa significativamente a los modos críticos, es importante
individuar correctamente las características dinámicas de su regulador de tensión
aunque no se prevea de dotarlo de un PSS, en cuanto puede influenciar sea la
amortiguación que la estructura del modo y por lo tanto indirectamente sobre la
sensibilidad de amortiguamiento de los otros PSS, es decir en definitiva, sobre el
ajuste 11optimo" final.
Se hace notar que sucesivamente a las actividades de identificación
recomendadas al punto precedente resultará necesario verificar nuevamente la
efectiva necesidad di equipar con PSS y naturalmente los relativos ajustes
"óptimos", para luego efectuar con los modelos así caracterizados las simulaciones
en el tiempo de frente a eventos de diversa naturaleza y poner de manifiesto los
beneficios de las señales estabilizantes en cuanto a los amortiguamientos y los
límites de transporte sobre los principales corredores.
Se recomienda un ajuste "óptimo" de los PSS, tomada sobre la base de los datos
dinámicos actualmente disponibles, se deduce la importancia de un ajuste global a
nivel de sistema, en lugar de uno a nivel individual.
72
De hecho un PSS puede influenciar de manera positiva un cierto modo y en
manera negativa en otro: solo el análisis de varios escenarios y sobre todo de
muchas contingencias críticas puede garantizar una cobertura completa.
Relativamente al ajuste óptimo, se note finalmente que los tres grupos de
Restitución se manifestaron sustancialmente inútiles para el control de las
amortiguaciones, tanto que el procedimiento de la optimización llevó a cero las
relativas ganancias, y que los 7 grupos de Mantaro y los 3 grupos de Charcani V,
si bien manifestándose poco eficaces en el control de la amortiguación, resultaron
activos en et ajuste óptimo.
· No aparecieron situaciones en las cuales las prestaciones dinámicas de los
reguladores de tensión resultan perjudiciales a los fines del control, a través de los
PSS, de las oscilaciones electromecánicas poco o no amortiguadas. Se observan
solamente algunas situaciones de ganancias transitorias colocadas en el rango
bajo de los valores normales, como por ejemplo para los turbogas de Aguaytia y
Malacas, que podrían tener una si bien limitada influencia negativa sobre el
rendimiento de los PSS de las mismas centrales; para estas situaciones, sería
conveniente evaluar la eventual conveniencia de aumentar estas ganancias
transitorias.
ANEXO B
73
2. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL ESTUDIO DE OPERATIVIDAD
DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE YUNCÁN 2005
La central de Yuncán cuenta con 'reactancia externa representativa de un sistema
fuerte, aún con la apertura de anillos. Las simulaciones efectuadas de estabilidad
transitoria y duración intermedia demuestran una alta confiabilidad, representando un
desempeño adecuado para diversas situaciones de operación, tanto en condiciones
normales (doble terna) como también durante emergencias (simple tema) y de
contingencias por la apertura de anillos. Se concluye que la central Yuncán no tiene un
efecto negativo sobre la dinámica del sistema.
En los efectos positivos, en la central de Yuncán, no se detectan oscilaciones de
potencia eléctrica poco amortiguadas y sostenidas, al incorporar un PSS para
garantizar amortiguamientos lo que ya no hace necesario, la instalación de
estabilizadores en los grupos de Yaupi, ni aún para los modos de Electroandes
(estudio de rechazo de carga-CES!) . Esto demuestra la adecuada capacidad de
transmisión, quiere decir que la capacidad de transporte de la carga de la doble terna
es suficiente para transportar la carga normal y permite sobrecargas por contingencias
dentro del rango permitido por emergencia, con los siguientes beneficios: • Aumento de la fiabilidad• Aumento de la seguridad de explotación de la red
• Fortaleza del sistema en 220 kV, al obtenerse una fuente en la barra de
Carhuamayo.• Reactancia externa que caracteriza un sistema fuerte• Protección de distancia con líneas medianas en la definición de protección,
pero cortas de longitud.
No aparecen situaciones críticas que puedan derivar en un "black out", sin embargo, la
desconexión de la línea Carhuamayo-Oroya, origina oscilaciones de tensión poco
amortiguadas en las barras de Carhuamayo, Paragsha y Vizcarra. Otra manera de
amortiguar las oscilaciones, es mediante dispositivos, que introducen al AVR la señal
de tensión tomada del devanado de alta del transformador elevador de la central (lo
común es de bornes de máquinas) de tal manera de que la regulación se dé en
beneficio de la transmisión. Sin embargo, se advierte que las simulaciones fueron las
más severas, y pocos frecuentes en el sistema, como las fallas francas bifásicas a
74
tierra. Aún así, la razón de amortiguamiento supera el valor de o de 3%. Los modos
de oscilación de la respuesta dinámica natural del sistema han resultado estables. La
componente modal natural con anillo cerrado es cerca de 1 Hz/s y con anillo abierto
0.44 Hz/s.
La sobrecarga del transformador de Oroya 220/50 kV que en mínima demanda de
estiaje ocasionaría la salida de la línea Carhuamayo-Paragsha 220 kV se evita con la
instalación de un esquema que abran los anillos de 50 y 138 kV de Electroandes.
Recomendaciones:
En general, de acuerdo a las normas de la estabilidad, la base de datos COES, se
recomienda contemplar entre otros:
• La impedancia de secuencia negativa y cero de la carga
• La capacitancia mutua cero de doble tema
• Las capacidades por límites térmicos.
• La impedancia de secuencia cero y negativa de la compensación reactiva
(elementos shunt)
• Acoplamiento mutuo de doble tema en torres diferentes
• El límitador de sub excitación (UEL) debe ser una curva en lugar de una
pendiente.
Asimismo se recomienda establecer normas de vigor para el cálculo de la estabilidad,
debiéndose garantizar las siguientes formas de cortocircuitos:
• Para redes de 138 y 220 kV, con cortocircuitos bifásicos a tierra
• En explotación, según la importancia de la línea y la probabilidad de avería,
cortocircuitos monofásicos, teniendo en cuenta el mal funcionamiento de la
conexión automática.
• Para redes de 60 kV, con cortocircuitos trifásicos
BIBLIOGRAFIA
1. Estudio de Estabilidad Permanente del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN) de Peru, Elaborado por CESI año 2005.
2. Estudio de Operatividad de la Central Hidroeléctrica Yuncán año 2005.
3. Manual de operación y mantenimiento de generadores de potencia marca
TOSHIBA.
4. Manual de operación y mantenimiento del AVR UNITROL F de la marca
ABB.
5. Norma Técnica IEEE 421.5- 1992. Recomendaciones Prácticas de modelos
de sistema de excitación para los estudios de Estabilidad de Sistemas de
Potencia.
6. Definición y Clasificación de Estabilidad de Sistemas de Potencia, IEEE
Transactions on Power Systems Vol.19 Nº2 Mayo 2004.
7. Informes Diarios de Coordinación de la Operación del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN).
8. Ingeniería de Control Moderna, Katsuhiko Ogata, Prentice-Hall
