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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FSICAS Y MATEMTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERA ELCTRICA

INTEGRACIN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERA MENCIN ELCTRICA

MEMORIA PARA OPTAR AL TTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA

FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES

SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2011

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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FSICAS Y MATEMTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERA ELCTRICA

INTEGRACIN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERA MENCIN ELCTRICA

MEMORIA PARA OPTAR AL TTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA

FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES

PROFESOR GUA: LUIS VARGAS DAZ

MIEMBROS DE LA COMISIN: SERGIO DAZ CARO

DIEGO PIZARRO GONZLEZ

SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2011

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INTEGRACIN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC

El Proyecto Hidroelctrico Aysn pretende unir al Sistema Interconectado Central (SIC) con un conjunto de centrales que suman una potencia instalada de 2.750 [MW], las que se construiran en la XI Regin de Aysn, a travs de un enlace en Corriente Continua en Alta Tensin (HVDC) de 2.000 [km] de longitud aproximadamente. En este contexto, es importante el anlisis del comportamiento de la frecuencia del SIC ante distintas contingencias. El presente trabajo de Tesis propone el diseo de un enlace HVDC que una dos subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysn, para lo cual se construye un sistema de control en el enlace HVDC que permita mantener el rango de variacin de frecuencia en el lado correspondiente al Inversor (lado SIC) en torno a ciertos valores definidos en la Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

En la primera parte del trabajo, se desarrolla un modelo de control de frecuencia primaria en un enlace HVDC implementado en el programa Digsilent. El sistema simulado comprende un conjunto de centrales que representan un sistema homologable al subsistema que formaran las centrales de Aysn, unidas mediante un enlace HVDC de tipo monopolar que transmite 1.000 [MW] de potencia a otro sistema homologable al SIC, el que se compone de un conjunto de centrales generadoras y de consumos, con una demanda total conjunta de 12.000 [MW]. El sistema de control comprende varios bloques: un primer bloque de Control de Frecuencia del inversor, el cual tiene como entrada una seal de variacin de frecuencia medida en el inversor y entrega como salida una variacin de potencia, la cual depende de la ganancia K que se le asigne al controlador. El segundo bloque corresponde al Control de Potencia, el cual tiene como entrada la variacin de potencia antes sealada y su salida corresponde a la corriente de referencia que, a su vez, es entrada del Bloque control del Inversor y del Bloque control del Rectificador. stos entregan como salida los ngulos de disparo del rectificador e inversor, y el ngulo de extincin del inversor.

En la segunda parte de la presente Tesis, se verifica el control de frecuencia implementado en el programa Digsilent, mediante la simulacin dinmica de distintas contingencias comparando los casos controlado y no controlado. En el primer caso, en todas las contingencias simuladas la frecuencia no cumple con lo sealado en el Artculo 5-31 para el Estado Normal y Alerta, pero no se puede afirmar si se cumple con lo sealado en el Estado de Emergencia (Artculo 5-65) sin conocer el comportamiento estadstico de las perturbaciones y variaciones de demanda del sistema. Adems, en el caso de la desconexin de la central de 900 [MW] en el subsistema SIC, no se cumple el Artculo 5-44 respecto a la frecuencia mnima. En el segundo caso, se determina que la frecuencia cumple con los requisitos establecidos en la NTSyCS para el estado Normal y Alerta, para las siguientes contingencias: desconexin de generador de 300 [MW] y desconexin de consumo de 500 [MW] en el subsistema SIC; mientras que para las contingencias: desconexin de generador de 500 [MW] en el subsistema SIC, desconexin de generador de 500 [MW] en el subsistema Aysn, y desconexin de generador de 900 [MW] en el subsistema SIC, no es posible afirmar si se cumple con lo sealado para el Estado Normal en el caso de la primera contingencia y Estado de Emergencia en el caso de las restantes contingencias, sin conocer el comportamiento estadstico del sistema. Adems, todas las contingencias estudiadas cumplen con la frecuencia mnima establecida en el caso controlado, y cumplen el Artculo 3-18 de la NTSyCS referente al tiempo de establecimiento de cada central, en los casos controlado y no controlado.

Cabe sealar que para lograr un adecuado control, se debe contar con la reserva en giro suficiente para afrontar las contingencias que se presenten. De lo contrario, el equilibrio demanda-generacin se pierde y se producen desviaciones de frecuencia indeseadas. Al respecto, es importante destacar la flexibilidad del modelo para entregar la potencia necesaria en rgimen transitorio, al limitar la variacin de potencia que puede entregar el enlace HVDC mediante la modificacin de la ganancia K del controlador de frecuencia.

RESUMEN DE LA TESIS PARA OPTAR AL TTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA Y AL GRADO DE MAGSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERA MENCIN ELCTRICA POR: FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES FECHA: 16 DE AGOSTO DE 2011 PROF.GUA SR. LUIS VARGAS DAZ

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AGRADECIMIENTOS

- A mis padres, que sin su apoyo, comprensin y cario, no hubiese logrado concluir

exitosamente esta etapa de mi vida; y por ensearme que siendo perseverante se logran

objetivos.

- A Jos, por su ayuda, paciencia, compaa y cario, en especial en los momentos

difciles.

- A mis abuelos y hermano, por su apoyo en todo momento.

- A mis profesores que guiaron esta tesis, por sus buenos consejos y valiosas enseanzas.

- A todos quienes hicieron posible de alguna forma, la finalizacin de esta carrera:

amigos, profesores, familiares.

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NDICE

NDICE DE FIGURAS 10

1. INTRODUCCIN 14

2. OBJETIVOS DE LA TESIS 15

3. ENLACE HVDC 16

3.1. Introduccin 16 3.1.1. Historia 16 3.1.2. Caractersticas principales de los Sistemas HVDC 17

3.2. Configuraciones de enlaces HVDC 19 3.3. Transmisin en Corriente Continua versus Transmisin en Corriente Alterna 22 3.3.1. Evaluacin de Costos de Transmisin 22 3.3.2. Evaluacin de Consideraciones Tcnicas 23 3.3.2.1. Lmites de Estabilidad 23 3.3.2.2. Control de Tensin 23 3.3.2.3. Compensacin reactiva en lneas 24 3.3.2.4. Problemas de interconexin en redes AC 24 3.3.2.5. Impedancia de Tierra 25 3.3.3. Evaluacin de consideraciones Ambientales 25 3.3.4. Problemas con Transmisin DC 27

4. CONTROL DE FRECUENCIA 29

4.1. Control de Frecuencia en el SIC 31 4.1.1. Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) 31 4.1.2. Antecedentes 36 4.2. Control de Frecuencia en otros Pases 39 4.2.1. Control Automtico de Generacin (AGC) 40 4.2.1.1. Control automtico de la generacin en un sistema aislado 40 4.2.1.2. Control automtico de la generacin en un sistema con dos reas 42 4.2.1.3. Control automtico de la generacin en un sistema con ms de dos reas 48 4.2.1.4. Algunos aspectos prcticos del control automtico de la generacin 48

4.2.2. Regulacin terciaria 49 4.2.3. Control de tiempo 50 4.2.4. Regulacin de Frecuencia en Argentina 50 4.2.4.1. Requisitos para participar en la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF) del SADI [14] 51 4.2.4.2. Requisitos para participar en la Regulacin Secundaria de Frecuencia (RSF) del SADI [14] 52

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4.2.4.3. Regulacin Terciaria de Frecuencia (RTF) [14] 53

5. CONTROL PARA TRANSMISIN HVDC 54

5.1. Introduccin 54 5.2. Principios bsicos de Control 54 5.2.1. Significado bsico del control 55 5.2.2. Bases para la seleccin de los controles 56 5.2.3. Caractersticas del Control 58 5.2.3.1. Caractersticas Ideales 58 5.2.3.2. Caractersticas Reales 60

5.2.4. Modos de control alternativos en el inversor 62 5.2.4.1. Modo de control de tensin DC 62 5.2.4.2. Control de ngulo 63

5.2.5. Control del cambiador de Tap 64 5.2.6. Lmites de corriente 64 5.2.7. Lmite de mnimo ngulo de disparo 67 5.2.8. Control de Potencia 68 5.3. Divisin Jerrquica de un Sistema de Control en Corriente Continua 69 5.3.1. Introduccin 69 5.3.2. Nivel de control de Tiristores y Vlvulas 70 5.3.3. Convertidor y niveles de control bsicos 71 5.3.4. Nivel de control de Polos 72 5.3.5. Nivel de control de polo maestro 73 5.3.6. Nivel de control de Bipolo 74 5.4. Tipos de Interaccin entre controles y el sistema AC 75 5.4.1. Introduccin 75 5.4.2. Disparo de Tiristores 76 5.4.2.1. Tensin de disparo del tiristor y la disponibilidad de pulsos en la compuerta 76 5.4.2.2. Redisparo del tiristor 76

5.4.3. Interacciones con los controles de disparo 77 5.4.3.1. Control de fase individual de disparo 77

5.5. Frecuencia de la red AC y control de estabilizacin 78 5.5.1. Control de frecuencia constante 78 5.5.2. Control de Potencia/frecuencia 79 5.5.3. Estabilizacin de una interconexin AC por un enlace DC paralelo 80 5.5.4. Estabilizacin de sistema aislado AC con un enlace DC que lo conecta con otro sistema aislado AC generador de potencia 81 5.6. Modelos propuestos de Controles en HVDC 81 5.6.1. Sistema de Transmisin HVDC Ro Nelson, Canad 82 5.6.1.1. Control del Extremo Rectificador 83 5.6.1.2. Control del Extremo Inversor 83 5.6.1.3. Control de Fase en el extremo Inversor 83 5.6.2. Control de Frecuencia en el Sistema HVDC Back-to-back del ro Eel 85

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5.6.3. Sistema HVDC CU 86 5.6.4. Sistema de Transmisin HVDC de Itaip [17] 89 5.6.4.1. Control de Tensin AC Dinmico 91 5.6.4.2. Amortiguacin de Oscilaciones de frecuencia 91

6. METODOLOGA 96

6.1. Introduccin 96 6.2. Descripcin del Sistema de Potencia estudiado 97 6.3. Modelacin del Sistema de Control 100 6.3.1. Control de Frecuencia del Inversor 104 6.3.1.1. Restador: 108 6.3.1.2. Banda Muerta (dBand) 108 6.3.1.3. Control Proporcional 108 6.3.1.4. Integrador 108 6.3.1.5. Limitador de potencia 109

6.3.2. Control de Potencia 109 6.3.2.1. Restador de seales 112 6.3.2.2. Integrador de Seal de Tensin (MeasFilt) 112 6.3.2.3. Divisor de seal 113

6.3.3. Control del ngulo de disparo del Rectificador 114 6.3.3.1. Integrador de Seal de Tensin (MeasFilt) 117 6.3.3.2. Integrador de Seal de Corriente (MeasFilt(1)) 118 6.3.3.3. VDCOL 118 6.3.3.4. Mnimo 118 6.3.3.5. Restador 119 6.3.3.6. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) 119 6.3.3.7. Restador 120

6.3.4. Control del ngulo de disparo del Inversor 120 6.3.4.1. Integrador de Seal de Corriente (MeasFilt) 125 6.3.4.2. Restador 1 126 6.3.4.3. Mnimo 126 6.3.4.4. Rampa (Ramp) 126 6.3.4.5. Restador 2 127 6.3.4.6. Restador 3 127 6.3.4.7. Controlador PI Control de Corriente 127 6.3.4.8. Controlador PI Control de ngulo 128 6.3.4.9. Mximo 129 6.3.4.10. Restador 129

6.3.5. Control de Estaciones convertidoras 129

7. SIMULACIONES DEL SISTEMA DE CONTROL 132

7.1. Desconexin intempestiva de central de 500 [MW] en el subsistema Aysn 133

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7.2. Desconexin de consumo de 500 [MW] en el SIC 138 7.3. Desconexin intempestiva de central de 300 [MW] en el SIC 143 7.4. Desconexin intempestiva de central de 500 [MW] en el SIC 148 7.5. Desconexin intempestiva de central de 900 [MW] en el SIC 153 7.6. Anlisis de eleccin del parmetro K 160

8. CONCLUSIONES 161

8.1. Sistema de Control Modelado 161 8.2. Resultados de simulaciones 162 8.3. Validez y optimizacin del sistema de control 164 8.4. Proposicin de trabajos futuros 164

9. REFERENCIAS 166

10. ANEXOS 168

10.1. Control de Frecuencia Primaria y Potencia Activa 168 10.1.1. Fundamentos del Regulador de Velocidad 169 10.1.2. Respuesta del generador a los cambios de carga 170 10.1.3. Respuesta de la carga a desviaciones de frecuencia 172 10.1.4. Regulador Iscrono Aplicado a un nico Generador del Sistema 173 10.1.5. Regulador de Velocidad con caracterstica de estatismo 174 10.1.6. Participacin en la regulacin primaria de generadores en paralelo 176 10.1.7. Cambio en la potencia de referencia 177 10.1.8. Regulacin primaria en un sistema con carga dependiente de la frecuencia 179 10.2. Modelo CIGR HVDC Benchmark 182 10.3. Reguladores de la central Ralco 184 10.4. Seales internas controladores frecuencia y potencia 185 10.4.1. Desconexin de central de 500 [MW] en el subsistema Aysn 185 10.4.2. Desconexin consumo 500 [MW] en el subsistema SIC 187 10.4.3. Desconexin de central de 300 [MW] en el subsistema SIC 189 10.4.4. Desconexin de central de 500 [MW] en el subsistema SIC 191 10.4.5. Desconexin de central de 900 [MW] en el subsistema SIC 193 10.5. Frecuencias Rectificador 195 10.5.1. Desconexin Central 500 [MW] en el subsistema Aysn 195 10.5.2. Desconexin Consumo 500 [MW] subsistema SIC 196 10.5.3. Desconexin Central 300 [MW] en el subsistema SIC 197 10.5.4. Desconexin Central 500 [MW] en el subsistema SIC 198 10.5.5. Desconexin Central 900 [MW] en el subsistema SIC 199 10.6. Programacin en Digsilent de los modelos de control 200 10.6.1. Control de Frecuencia del Inversor 200 10.6.1.1. Banda Muerta (dBand) 200 10.6.1.2. Control Proporcional 200

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10.6.1.3. Integrador 200 10.6.1.4. Limitador de potencia 201 10.6.2. Control de Potencia 201 10.6.2.1. Limitador de Pendiente de Seal de Tensin (MeasFilt) 201 10.6.3. Control del ngulo de disparo del Rectificador 202 10.6.3.1. Limitador de Pendiente de Seal de Tensin (MeasFilt) 202 10.6.3.2. Limitador de Pendiente de Seal de Corriente (MeasFilt(1)) 203 10.6.3.3. VDCOL 203 10.6.3.4. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) 203 10.6.4. Control del ngulo de disparo del Inversor 204 10.6.4.1. Limitador de Pendiente de Seal de Corriente (MeasFilt) 204 10.6.4.2. Rampa (Ramp) 205 10.6.4.3. Controlador PI Control de Corriente 205 10.6.4.4. Controlador PI Control de ngulo 205

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NDICE DE FIGURAS Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8] ............................................................ 17 Figura 2: Distribucin de costos en funcin de la distancia [8] ...................................................... 18 Figura 3: Enlace Monopolar [19] ......................................................................................................... 19 Figura 4: Enlace Bipolar [19] ................................................................................................................ 20 Figura 5: Enlace Homopolar [19] ........................................................................................................ 20 Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC ................................................................... 26 Figura 7: Control automtico de generacin en un sistema aislado ............................................... 41 Figura 8: Esquema de un sistema con dos reas ............................................................................... 42 Figura 9: Sistema con dos reas sin control secundario ................................................................... 43 Figura 10: Sistema con dos reas con control secundario [15] ........................................................ 46 Figura 11: Diagrama Esquemtico ...................................................................................................... 54 Figura 12: Circuito equivalente ............................................................................................................ 55 Figura 13: Perfil de Tensin ................................................................................................................. 55 Figura 14: Caracterstica V-I ideal en rgimen permanente, con Vd medido en el rectificador. . 58 Figura 15: Caracterstica real de control del convertidor en rgimen permanente ....................... 60 Figura 16: Regulador de corriente ....................................................................................................... 61 Figura 17: Modos de control alternativos en el inversor .................................................................. 63 Figura 18: Circuito equivalente del inversor ...................................................................................... 63 Figura 19: Limitadores de corriente dependientes de la tensin (VDCOLs) ................................ 66 Figura 20: Caracterstica V-I en rgimen permanente incluyendo VDCOL, con lmites de corriente mnima y de ngulos de disparo .......................................................................................... 67 Figura 21: Niveles jerrquicos de un sistema de control HVDC, con constantes de tiempo tpicas asociadas ...................................................................................................................................... 70 Figura 22: Nivel de control de tiristores y vlvulas ........................................................................... 71 Figura 23: Convertidor y niveles de control bsicos ......................................................................... 73 Figura 24: Control de polo maestro en una transmisin bipolar .................................................... 74 Figura 25: Control de fase individual de disparo ............................................................................... 77 Figura 26: Control de frecuencia constante en una red AC operando en isla ............................... 79 Figura 27: Control de frecuencia/potencia ........................................................................................ 79 Figura 28: Estabilizacin de un enlace AC mediante lneas DC en paralelo ................................. 80 Figura 29: Ubicacin de los enlaces de Ro Nelson (NR) y CU [16] .............................................. 82 Figura 30: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Ro Nelson, diagrama de bloques detallado .............................................................................................................................. 84 Figura 31: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Ro Nelson, diagrama esquemtico ............................................................................................................................................ 85 Figura 32: Modelo de control externo (External Control System, ECS) del Sistema HVDC del ro Eel ...................................................................................................................................................... 86 Figura 33: Diagrama de bloques para el control de frecuencia-potencia de CU .......................... 87 Figura 34: Controlador de frecuencia del enlace CU ........................................................................ 88 Figura 35: Sistema de transmisin de Itaip ...................................................................................... 90 Figura 36: Diagrama de bloques de la modulacin del ngulo del sistema HVDC de Itaip .................................................................................................................................................................. 91 Figura 37: Estabilizador de frecuencia en el sistema de Itaip a 50 [Hz] ...................................... 92 Figura 38: Regulador de frecuencia del sistema de Itaip a 60 [Hz]............................................... 92

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Figura 39: Diagrama de bloques simplificado del control de potencia de bipolos de Itaip ...... 93 Figura 40: VDCOL de Itaip ............................................................................................................... 94 Figura 41: Caracterstica esttica del VDCOL de Itaip .................................................................. 95 Figura 42: Sistema HVDC implementado en Digsilent ................................................................... 99 Figura 43: Diagrama de Bloques General de Modelo de Control de enlace HDVC ................. 102 Figura 44: Modelo de control en Digsilent ...................................................................................... 103 Figura 45: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor ................ 104 Figura 46: Bloque control frecuencia del Inversor .......................................................................... 104 Figura 47: Diagrama de bloques detallado del Controlador de Frecuencia del Inversor .......... 105 Figura 48: Diagrama de Bloques detallado, implementado en Digsilent ..................................... 105 Figura 49: Diagrama de bloques general del Controlador de Potencia ........................................ 109 Figura 50: Bloque Control de Potencia............................................................................................. 109 Figura 51: Diagrama de Bloques detallado del Controlador de Potencia .................................... 110 Figura 52: Control de Potencia del enlace HVDC .......................................................................... 111 Figura 53: Diagrama de bloques general del controlador de ngulo de disparo del rectificador ................................................................................................................................................................ 114 Figura 54: Bloque Control de ngulo de disparo de Rectificador ............................................... 114 Figura 55: Diagrama de bloques detallado del controlador del ngulo de disparo del rectificador ................................................................................................................................................................ 115 Figura 56: Control del Rectificador ................................................................................................... 116 Figura 57: Diagrama de bloques general del controlador del ngulo de disparo del Inversor . 121 Figura 58: Bloque control del ngulo de disparo del inversor en Digsilent ......................... 121 Figura 59: Diagrama de bloques detallado del Control del ngulo de Disparo del Inversor .. 122 Figura 60: Controlador del inversor .................................................................................................. 124 Figura 61: A) Diagrama de bloques del Control del Inversor y B) Diagrama de bloques del Control del Rectificador ...................................................................................................................... 129 Figura 62: Bloque control estacin Inversora .................................................................................. 130 Figura 63: Frecuencia medida en el inversor para cada de central de 500 [MW] del subsistema Aysn con y sin accin de control. .................................................................................................... 134 Figura 64: Potencias resultantes para cada de central de 500 [MW] en el subsistema Aysn, con y sin accin de control ......................................................................................................................... 136 Figura 65: Frecuencias en el inversor, casos controlado y no controlado. .................................. 139 Figura 66: Potencias vs tiempo, para los casos controlado y no controlado .............................. 141 Figura 67: Seales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 144 Figura 68: Seales de de potencia en el rectificador e inversor, condicin controlada y no controlada. ............................................................................................................................................. 146 Figura 69: Seales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 149 Figura 70: Seales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados. ............................................................................................................................................... 151 Figura 71: Seales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 154 Figura 72: Seales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados. ............................................................................................................................................... 157 Figura 73: Generador alimentando carga independiente ............................................................... 169 Figura 74: Funcin de transferencia que relaciona velocidad y torques ...................................... 170 Figura 75: Funcin de transferencia que relaciona velocidad y potencia ..................................... 172 Figura 76: Efecto de la frecuencia sobre la demanda [15] ............................................................. 173 Figura 77: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda [15] . 173 Figura 78: Diagrama esquemtico de un regulador iscrono [15] ................................................ 174

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Figura 79: Diagrama de bloques con realimentacin en estado estacionario [15] ...................... 175 Figura 80: Diagrama de Bloques reducido [15] ............................................................................... 175 Figura 81: Caracterstica de un control primario con estatismo [15] ............................................ 176 Figura 82: Reparto de la carga entre dos generadores con distinto estatismo [15] .................... 177 Figura 83: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulacin primaria [15] ................... 177 Figura 84: Efecto de modificar la consigna de potencia [15] ........................................................ 178 Figura 85: Modelo de Sistema con control Primario [15] .............................................................. 179 Figura 86: Sistema HVDC Benchmark CIGR .............................................................................. 183 Figura 87: Regulador de velocidad de Ralco .................................................................................... 184 Figura 88: Regulador de velocidad de Ralco .................................................................................... 184 Figura 89: Seales internas control potencia .................................................................................... 185 Figura 90: Seales internas controlador frecuencia ......................................................................... 186 Figura 91: Variables internas control potencia ................................................................................ 187 Figura 92: Seales internas control frecuencia ................................................................................. 188 Figura 93: Seales internas control de potencia .............................................................................. 189 Figura 94: Seales internas control de frecuencia ........................................................................... 190 Figura 95: Seales internas control de potencia .............................................................................. 191 Figura 96: Seales internas control de frecuencia ........................................................................... 192 Figura 97: Seales internas control de potencia .............................................................................. 193 Figura 98: Seales internas control de frecuencia ........................................................................... 194 Figura 99: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ........................................... 195 Figura 100: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ......................................... 196 Figura 101: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ......................................... 197 Figura 102: Frecuencia en el rectificador caso controlado y no controlado ............................... 198 Figura 103: Frecuencias en el rectificador caso controlado y no controlado .............................. 199

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LISTADO DE ACRNIMOS AC: Alternating current, corriente alterna AGC: Automatic Generation Control, Control Automtico de Generacin CAMMESA: Compaa Administradora del Mercado Mayorista Elctrico Sociedad Annima CC: Centro de Control CCA: Constant Current Amplifier, Amplificador de Control de Corriente CCAT: Corriente Continua en Alta Tensin CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC CDEC: Centro de Despacho Econmico de Carga CNE: Comisin Nacional de Energa COC: Centro de Control de Operaciones COG: Centro de Control de Operacin de Generadores COyM: Costos de Operacin y Mantenimiento CPF: Control Primario de Frecuencia CSF: Control Secundario de Frecuencia DC: Direct Current, Corriente Continua DPC: Damping Power Controller, Controlador de Amortiguamiento de Potencia EDAC: Esquema de Desconexin Automtica de Carga ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad HVAC: High Voltage Alternating Current, Corriente Alterna en Alta Tensin HVDC: High Voltage Direct Current, Corriente Continua en Alta Tensin MEM: Mercado Elctrico Mayorista NTSyCS: Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio OED: Organismo Encargado del Despacho PCU: Primary control Unit, Regulador de Velocidad RIAC: Rectifier Integrator Alpha Clamp SADI: Sistema Argentino de Interconexin SCR: Short Circuit Rate, Razn de Cortocircuito SI: Sistema Interconectado SIC: Sistema Interconectado Central STOL: Short Time Overload Limit, Limitador de Sobrecarga de Corta Duracin SVC: Sistema de Compensacin Esttica de Potencia Reactiva TCU: Thyristor Control Unit, Unidad de Control de Tiristor UCTE: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity UTC: Universal Time Coordinated, Tiempo Universal Coordinado VCO: Voltage-controlled oscillator, Regulador de Tensin VDCOL: Voltage Dependent Current Order Limit, Limitador de Corriente de Referencia dependiente de la Tensin

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1. INTRODUCCIN

La transmisin en HVDC es una tecnologa de transmisin de potencia existente en

ms de 90 proyectos en el mundo, cifra que se encuentra en expansin. Una de las principales

razones para este crecimiento, es el incremento de la demanda energtica que se ha producido

en todos los pases, lo cual se ha traducido en la problemtica de llevar grandes bloques de

energa desde zonas generadoras a zonas consumidoras.

En Chile, se encuentra en evaluacin el Proyecto Hidroaysn, el cual pretende unir,

mediante un enlace en corriente continua, el SIC con un conjunto de centrales que se

construiran en Aysn. El objetivo de este proyecto es la construccin y operacin de cinco

centrales hidroelctricas, dos en el ro Baker y tres en el ro Pascua. El complejo tendra una

potencia instalada de 2.750 [MW] y una capacidad de 18.430 [GWh] de energa media anual.

Esta energa ser conectada al SIC mediante una lnea de corriente continua en alta tensin con

una longitud cercana a 2.000 [km]. Sin embargo, existen diversas limitantes tcnicas a la

construccin y operacin de este proyecto, y una de stas tiene que ver con la regulacin de

frecuencia, tema que ser tratado en la presente Tesis.

Este tema es altamente relevante en la operacin del sistema, pues la regulacin

primaria de frecuencia es la encargada de mantener el equilibrio entre la potencia consumida en

la red y la potencia motriz de los grupos generadores. Por su parte, la regulacin secundaria de

frecuencia tiene por objetivo principal volver la frecuencia de la red a su valor nominal,

correspondiente a 50 [Hz] en el caso chileno.

El presente trabajo de Tesis propone el diseo de un enlace HVDC que conecta dos

subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysn, para lo cual se

construye un sistema de control en el sistema HVDC que permita mantener el rango de

variacin de frecuencia en torno a ciertos valores definidos en la NTSyCS. Estos controles de

frecuencia se modelan en el programa Digsilent, y se realizan distintas contingencias, para

probar la efectividad del controlador.

15

2. OBJETIVOS DE LA TESIS

Los objetivos a alcanzar de este Trabajo de Tesis son:

Objetivos Generales:

Estudio del impacto de un enlace HVDC conectado con un modelo homlogo al SIC,

en relacin con la respuesta de frecuencia primaria del este sistema.

Integracin del enlace HVDC al control de frecuencia primario del sistema homlogo

al SIC, con el objeto de mantener la respuesta de frecuencia dentro de las bandas

establecidas en la NTSyCS.

Objetivos Especficos

Proponer un modelo de control de frecuencia primario, que modifique la potencia

inyectada a travs del enlace HVDC, de modo de estabilizar la frecuencia en el inversor

ante perturbaciones de distinta severidad.

Diseo de un Sistema de Control particular para el enlace HVDC estudiado, con

estudio de sus parmetros. Cada enlace HVDC tiene requerimientos distintos, por lo

que los sistemas de control son diferentes tanto en el diseo de sus controladores

como en sus parmetros.

Modelar el control propuesto en el software Digsilent, verificando su funcionamiento

ante distintas contingencias.

16

3. ENLACE HVDC

3.1. Introduccin

3.1.1. Historia

En sus inicios, la transmisin de energa elctrica se desarroll en corriente

continua. En aquellos momentos, los principales avances se haban realizado en

acumuladores y generadores elctricos en corriente continua, por lo que la distribucin

de energa elctrica se ejecut con esta tecnologa. As, en 1882 se realiz el tendido de

una lnea de 2 [kV] de corriente continua, de 50 [km] de extensin entre Miesbach y

Mnich (Alemania). Las primeras redes de distribucin instaladas en Europa y Estados

Unidos funcionaron en corriente continua y baja tensin, pero gran parte de la energa

generada se perda en los cables. Luego, gracias a la invencin del transformador en

1885, los sistemas de transmisin en corriente alterna se potenciaron, pues se logr

transmitir en tensiones ms altas y con menores prdidas. Luego, en 1893 se introduce

la transmisin en corriente alterna trifsica y se desarrollan los motores de induccin, lo

que hace ms econmico el uso de esta tecnologa que domin en el siglo XX.

Paralelamente, el desarrollo de la tecnologa en corriente continua sigui con la

invencin del diodo en el ao 1904, el tubo de vaco en 1910 y las vlvulas de arco de

mercurio en 1929, los que se utilizaron para el proceso de conversin de corriente

alterna a continua. En 1930 se instalaron plantas de investigacin en USA y Suecia. La

corriente continua resultaba interesante en la transmisin de energa a largas distancias,

al no perder capacidad de transporte en largos recorridos producto de problemas de

estabilidad como ocurre en redes AC.

El primer enlace HVDC se construy en 1954 y uni la isla de Gotland con

Suecia (100 [kV], 20 [MW]), con un cable submarino de 98 [km] de extensin en el mar

Bltico. Luego, en 1967 se inicia el uso de las vlvulas de estado slido (tiristores) en la

transmisin HVDC y se aplican nuevamente en el enlace Gotland-Suecia. Luego, en

1968 se usan tiristores en el proyecto Cahora Bassa, el cual une la estacin generadora

hidrulica del mismo nombre con Mozambique, en Sudfrica. Este proyecto tiene la

17

particularidad de poseer la mayor tensin (533 [kV]), mayor potencia (1.920 [MW]) y

longitud (1.420 [km]) usada hasta ese momento en el mundo.

3.1.2. Caractersticas principales de los Sistemas HVDC

La Figura 1 muestra la capacidad de transmisin de potencia del sistema HVDC

en funcin de la distancia, la cual se mantiene prcticamente independiente. Por otra

parte, los sistemas en corriente alterna disminuyen la capacidad de transmisin con la

longitud de las lneas, debido a sus efectos inductivos.

Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8]

Otra dificultad adicional es el desfase producido por esta misma inductancia

entre las tensiones de los dos extremos de la lnea, puesto que puede conducir a la

inestabilidad del sistema (ver seccin 3.3.2.1 Lmites de Estabilidad). Estos problemas

no aparecen en los sistemas HVDC al no estar afectados por la inductancia de la lnea.

Otro factor tcnico bsico consiste en la imposibilidad de conectar en corriente

alterna dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia (asincrnicos). En estos casos

se hace imprescindible el uso de HVDC independientemente de la distancia que separe

ambos sistemas. En ocasiones, la conexin de los sistemas se realiza en el interior de

una subestacin, haciendo innecesaria la instalacin de lneas de transporte en HVDC

(sistemas back-to-back).

18

En el momento de analizar el costo total de un sistema de transporte es

necesario contar con los costos directos de la instalacin (lneas y convertidores/

transformadores) y los indirectos (prdidas capitalizadas y COyM). La Figura 2 muestra

la distribucin de los costos de las instalaciones HVDC y HVAC en funcin de la

distancia. Se aprecia el punto de interseccin entre las curvas de costo total DC y costo

total AC, el cual si se prolonga hasta el eje X, entrega la Distancia crtica AC-DC, que

indica la distancia entre los terminales en que el costo de construir un sistema en

corriente alterna o en continua es el mismo. Bajo la distancia crtica, conviene construir

un sistema en corriente alterna ya que sus costos son inferiores, y sobre la distancia

crtica, conviene construir un sistema en corriente continua. Usualmente, la distancia

crtica puede variar entre 400 [km] y 700 [km], dependiendo de los costos unitarios por

kilmetro de lnea.

Figura 2: Distribucin de costos en funcin de la distancia [8]

19

3.2. Configuraciones de enlaces HVDC

Las configuraciones bsicas empleadas en los sistemas de transmisin HVDC

dependern del nmero de polos y de la polaridad de cada uno, siendo los principales:

Enlace monopolar: Esta configuracin presenta un conductor, generalmente de polaridad

negativa. El retorno se realiza por tierra o mar, mediante electrodos que hacen la funcin de

ctodo (electrodo de polaridad negativa) y nodo (electrodo de polaridad positiva), segn se

observa en la Figura 3.

Figura 3: Enlace Monopolar [19]

Enlace bipolar: En esta configuracin existen dos polos de polaridad opuesta con igual

corriente nominal y con el punto neutral (punto entre ambas estaciones convertidoras, o

electrodo 1 en la Figura 4) a tierra mediante un electrodo. De esta forma, en operacin normal

no existe corriente nominal transmitida desde el electrodo hacia tierra.

En situacin de mantenimiento o falla de uno de los polos, los electrodos de puesta a

tierra son capaces de cerrar el circuito mediante la conduccin por tierra de la corriente, por

determinados perodos de tiempo. Dado que puede fallar tanto el electrodo negativo como el

positivo, ambos deben ser capaces de funcionar como ctodo o nodo; debido a esta ltima

circunstancia es que ambos deben ser diseados al menos como nodos, pues as se toman las

precauciones necesarias para evitar la corrosin del electrodo.

20

Figura 4: Enlace Bipolar [19]

Enlace homopolar: Esta configuracin presenta dos o ms conductores de la misma

polaridad y siempre opera con retorno a tierra mediante electrodos o por conductor metlico.

En el caso de falla o mantenimiento de un conductor, el otro podr sobrellevar la prdida

mediante la sobrecarga de la lnea operativa.

Figura 5: Enlace Homopolar [19]

En los esquemas mencionados es posible usar retorno metlico en lugar de electrodos

de puesta a tierra cuando las condiciones ambientales hacen prohibitivo o complejo utilizar

21

tierra como camino de retorno de la corriente. Sin embargo, se debe efectuar una evaluacin

econmica detallada de los costos involucrados, pues stos se incrementaran fuertemente en el

caso del retorno metlico, sobre todo si las distancias involucradas son extensas.

22

3.3. Transmisin en Corriente Continua versus Transmisin en

Corriente Alterna

Para planear la eleccin entre transmisin en corriente continua y corriente alterna, es

necesario realizar una evaluacin de los costos de transmisin, consideraciones tcnicas, y la

confiabilidad y disponibilidad ofrecidas por las distintas alternativas de transmisin.

3.3.1. Evaluacin de Costos de Transmisin

El costo de una lnea de transmisin se compone de la inversin de capital para

la infraestructura (torres, conductores, aisladores y equipos requeridos en las estaciones

terminales) y de los costos operacionales (por ejemplo, prdidas de transmisin). Si se

asume requerimientos de aislacin similar para las tensiones mximas de lneas en

corriente continua y alterna, una lnea en corriente continua con dos conductores

puede transportar tanta potencia como una lnea en corriente alterna con tres

conductores del mismo tamao. De esta forma, para cierto nivel de potencia dado, una

lnea DC requiere costos de aislacin y de conductores reducidos, y torres ms delgadas

y econmicas.

Para el caso de la lnea DC, por el hecho de tener slo dos conductores (con la

misma capacidad de corriente que tres conductores en corriente alterna), las prdidas

de transmisin de potencia tambin se reducen en aproximadamente dos tercios

respecto de aquellas en un sistema en corriente alterna [11]. Adems, la ausencia del

efecto pelicular, prdidas dielctricas y efecto Corona inferiores que en el caso de la

transmisin en corriente alterna, tambin son beneficiosos para reducir las prdidas de

potencia en el caso de la transmisin en corriente continua.

Por ltimo, se deber evaluar la longitud del enlace debido a que para distancias

inferiores a la Distancia Crtica, los costos de instalar un enlace HVDC son mucho ms

altos a los de un enlace en corriente alterna, ya que los costos fijos de las estaciones

convertidoras son muy altos y no se alcanzan a compensar con las menores prdidas de

23

transmisin. Por lo tanto, un enlace HVDC slo es conveniente para distancias

mayores a la Distancia Crtica. Usualmente, la distancia crtica puede variar entre 400 y

700 [km], dependiendo de los costos unitarios por kilmetro de la lnea.

En el caso del Subsistema del Proyecto Hidroaysn, es conveniente conectarlo

al SIC a travs de una lnea en corriente continua, ya que el largo de la lnea es de

aproximadamente 2.000 [km], lo que hace inviable un enlace en corriente alterna por

limitaciones tcnico-econmicas.

3.3.2. Evaluacin de Consideraciones Tcnicas

Un enlace en corriente continua es capaz de controlar completamente la

potencia transmitida, tiene la capacidad de mejorar la estabilidad transitoria de redes

asociadas en corriente alterna, y puede limitar fallas de corriente a travs de la lnea,

debido a su rpida controlabilidad. Adems, la transmisin DC puede superar varios de

los siguientes problemas asociados con transmisin en corriente alterna:

3.3.2.1. Lmites de Estabilidad

La potencia transferida en una lnea en corriente alterna depende de la

diferencia del ngulo entre los fasores de tensin de los dos extremos de la lnea.

Para un nivel de transferencia de potencia dado, el ngulo se incrementa con la

distancia. La mxima transferencia de potencia est limitada por consideraciones

de estado estacionario y estabilidad transitoria. La transferencia de potencia de una

lnea de corriente alterna es inversamente proporcional a la distancia; mientras que

en una lnea de corriente continua, no depende del largo de sta [11].

3.3.2.2. Control de Tensin

El control de tensin en lneas en corriente alterna es complicado debido a

las cadas de tensin, entre otros motivos. El perfil de tensin en una lnea AC es

relativamente plano slo para un nivel de potencia transferida correspondiente a su

24

Carga de Impedancia Caracterstica SSIL, la que se define como la potencia

suministrada por sta a una carga hmica pura:

Ecuacin 1 [3.1] Para tensin constante al final de la lnea, la tensin se reduce en el punto

medio para cargas de lneas mayores a su SSIL, y aumenta para cargas de lnea

inferiores a SSIL. [11].

A medida que la carga de la lnea es incrementada, la mantencin de

tensin constante en ambos extremos de la lnea requiere de control de potencia

reactiva. Los requerimientos de sta se elevan conforme aumenta el largo de la

lnea.

Aunque las estaciones convertidoras AC/DC requieren potencia reactiva

relacionada con la potencia transmitida, la lnea DC no requiere potencia reactiva

para s misma.

3.3.2.3. Compensacin reactiva en lneas

La compensacin reactiva en lneas de transmisin en corriente alterna de

gran longitud es necesaria para reducir las limitaciones de estabilidad. El control de

tensin, y el aumento de la potencia transferida son posibles a travs del uso de

SVC, reactancias Shunts, bancos de condensadores, entre otros. En el caso de las

lneas DC, este tipo de compensacin no es requerido.

3.3.2.4. Problemas de interconexin en redes AC

La interconexin de dos sistemas de potencia a travs de un enlace AC

requiere de controladores de generacin automtica (AGC) en ambos sistemas,

para estar coordinados con la misma frecuencia. Sin embargo, incluso con un

control coordinado de estos sistemas interconectados, la operacin del enlace AC

puede ser problemtica debido a los siguientes motivos:

25

- La presencia de grandes oscilaciones de potencia que pueden ocasionar

cadas del sistema por baja frecuencia.

- Incremento del nivel de falla.

- Transmisin de perturbaciones de un subsistema a otro.

La rpida controlabilidad del flujo de potencia en lneas DC elimina los

problemas anteriormente mencionados. Adems, permite la interconexin de

subsistemas que funcionan a distinta frecuencia.

3.3.2.5. Impedancia de Tierra

En transmisin en corriente alterna, no es permitida la existencia de la

corriente de secuencia cero en rgimen permanente debido a la alta magnitud de la

impedancia de tierra, la cual no permite una transmisin eficiente de potencia.

La impedancia de tierra es insignificante para la corriente continua, por lo

que en el caso de un sistema bipolar, se puede mantener la operacin del enlace

HVDC con un porcentaje de sobrecarga del polo sano, utilizando la tierra como

retorno durante el perodo de falla. El retorno de tierra es objetable cuando el

electrodo de puesta a tierra encargado de conducir la corriente presenta corrosin

producto del flujo de corriente continua, o bien cuando existen consideraciones

ambientales que lo restrinjan.

3.3.3. Evaluacin de consideraciones Ambientales

Uno de los principales beneficios de transmitir en corriente continua es la

menor franja de servidumbre comparada con la de una lnea en corriente alterna, para

el mismo nivel de potencia, con torres ms simples y de menor impacto visual.

26

Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC

Otras ventajas de un enlace HVDC sobre HVAC son las siguientes:

- Los campos elctricos y magnticos de una lnea HVDC son de la misma

magnitud que los generados por la Tierra, no afectando a priori a seres vivos.

- Posibilidad de conectar va cable submarino a sistemas aislados en distancias

mayores que con cables HVAC.

Por otro lado, un aspecto a considerar es el caso de funcionamiento monopolar

del enlace, que se puede dar por una configuracin monopolar permanente o bien por

una falla en uno de los polos de un enlace bipolar, situacin en la cual el retorno de

corriente se realiza por tierra elctrica (esto es tierra o mar) utilizando electrodos de

puesta a tierra situados en estos medios. En este caso, existen dos puntos que se deben

tener en cuenta con respecto al medio ambiente:

1. Operacin segura para personas, flora y fauna. En caso de funcionamiento

monopolar, se deben disear electrodos que permitan obtener tensiones de

paso en la superficie del medio en que estn situados que permitan una

operacin segura para personas y fauna. En caso de un electrodo de mar, se

debe tener especial cuidado con la tensin entre los extremos de la fauna

marina (por ejemplo cabeza-cola en un pez) existente en las cercanas del

electrodo en operacin [19].

27

2. Riesgo de corrosin para instalaciones cercanas (enterradas y/o sumergidas). Al

efectuarse el retorno por tierra, existe el riesgo de corrosin en las instalaciones

metlicas cercanas al electrodo que opera como ctodo, tales como sistemas

telefnicos, instalaciones de ferrocarriles, tuberas de cualquier especie, sistemas

de transmisin A.C., entre otras. Este riesgo debe cuantificarse previo al diseo

del sistema de transmisin, as como tambin las medidas de mitigacin

correspondientes, que pueden ser proteccin catdica, distancia mnima del

orden de decenas de kilmetros entre el electrodo y la convertidora, entre otras

[19].

3.3.4. Problemas con Transmisin DC

La aplicacin de un enlace HVDC es limitada por los siguientes factores:

a) Alto costo de estaciones convertidoras.

b) Imposibilidad de usar transformadores para cambiar los niveles de

tensin.

c) Generacin de Armnicas en el lado de corriente alterna.

d) Requerimiento de potencia reactiva en las estaciones convertidoras.

e) Complejidad en el diseo de los controladores.

f) Falla de las vlvulas (tiristores, etc.).

A travs de los aos, se han producido importantes avances en esta

tecnologa, los cuales han mejorado las desventajas mencionadas anteriormente

(excepto la b, ya que los transformadores slo funcionan en corriente alterna

debido a sus principios inductivos de funcionamiento). Estos avances en la

tecnologa DC son los siguientes:

a) Incremento en los valores nominales de las celdas de los tiristores que

conforman las vlvulas.

b) Construccin modular de las vlvulas de los tiristores

c) Operacin de convertidores de 12 pulsos

28

d) Uso de conmutacin forzada de tiristores

e) Aplicacin de electrnica digital y fibra ptica en el control de

estaciones convertidoras.

29

4. CONTROL DE FRECUENCIA

Como la frecuencia elctrica est ligada al balance de potencia activa en el sistema

elctrico, suele hablarse indistintamente de control de frecuencia, control de potencia, o

control de frecuencia-potencia. De manera breve puede decirse que la frecuencia del sistema y

los flujos de potencia por determinadas lneas son las variables que se quieren controlar, y las

potencias entregadas por generadores son las variables empleadas para controlarlas. Aunque la

frecuencia de un sistema elctrico es la misma en todos sus nudos nicamente cuando el

sistema se encuentra en rgimen permanente, al estudiar el control frecuencia-potencia, se

supone que las desviaciones del punto de equilibrio son pequeas, y que la frecuencia puede

considerarse la misma en todos los nudos del sistema. Por ello, el control de frecuencia es un

problema que se aborda de manera global. En este sentido es distinto al control de tensin,

eminentemente local y que afecta, salvo en casos muy especiales como el colapso de tensin, a

un conjunto limitado de nudos. As, los sistemas de control de frecuencia y de tensin se

conciben de forma independiente, aprovechando el dbil acoplamiento entre el flujo de

potencia reactiva y las tensiones, por un lado, y el flujo de potencia activa, los ngulos de

tensin y la frecuencia, por otro (Ver anexo 10.1).

La estabilidad de frecuencia corresponde a la capacidad de un sistema de mantener la

frecuencia cercana a los 50 [Hz] en el caso del SIC, lo cual se logra manteniendo el equilibrio

entre la potencia generada y demanda.

La inestabilidad en la frecuencia se produce debido a oscilaciones no amortiguadas de

frecuencia, que pueden derivar en desconexiones de carga o de centrales generadoras.

La estabilidad de frecuencia de corto plazo est relacionada con cambios bruscos de

demanda o desconexiones intempestivas de centrales generadoras, lo que puede causar

desequilibrios en el sistema que provoquen la desconexin de elementos. En cambio, la

estabilidad de frecuencia de largo plazo es provocada por descoordinacin de protecciones y

de elementos de control, o falta de reserva en giro para realizar regulacin de frecuencia

secundaria.

30

La potencia generada en cada planta debe atender tambin a otros requerimientos

adems de la frecuencia, fundamentalmente compromisos adoptados durante el

funcionamiento del mercado elctrico. Estos compromisos se refieren tanto a la produccin en

cada planta como al intercambio de potencia entre reas de control vecinas. En la actualidad,

dada la extensin geogrfica alcanzada por los sistemas elctricos modernos y la variedad de

instituciones involucradas en su organizacin, stos se dividen en reas interconectadas para

facilitar su gestin tcnica y econmica. Las transacciones de potencia en un instante

determinado entre reas quedan programadas con antelacin, y cada rea debe disponer de las

suficientes reservas de energa para hacer frente a sus posibles desequilibrios entre generacin y

demanda [15].

Considerando lo anterior, el control de frecuencia debe conseguir que

- Se mantenga el equilibrio entre generacin y demanda

- Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema

- Se cumplan los compromisos de intercambio de potencia con las reas vecinas,

en el caso de sistemas interconectados de dos o ms reas.

- Se mantenga la suficiente potencia de reserva

Todo ello, adems, debe organizarse dentro del marco regulatorio vigente de cada pas,

correspondiente a un mercado de energa competitivo.

Para cumplir estos objetivos, el control frecuencia-potencia se organiza en tres niveles:

primario, secundario y terciario. Cada uno de los niveles opera en un margen de tiempo e

involucra un conjunto de variables provenientes de una parte ms o menos amplia del sistema

elctrico:

- El control primario es el ms rpido, operando en un margen de tiempo de

entre 2 y 20 segundos. Acta de forma local en cada generador sincrnico,

respondiendo a la velocidad de giro del eje. La rapidez de este control est

limitada por la propia inercia del grupo generador-turbina.

- El control secundario opera en un margen de tiempo de entre 20 segundos y 2

minutos. Acta en el mbito del rea de control, atendiendo a la frecuencia y al

intercambio de potencia con las reas vecinas.

31

- El control terciario opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos.

Acta en el mbito de un sistema elctrico extenso, buscando restituir la reserva

de regulacin secundaria que haya sido utilizada. Este tipo de control no es

aplicado en el SIC.

Estos niveles de control se agrupan dentro de los llamados Servicios Complementarios,

los cuales se definen en la normativa vigente de cada pas (segn corresponda).

4.1. Control de Frecuencia en el SIC

El control de la frecuencia del SIC contempla la operacin de una unidad generadora

hidrulica (unidad piloto) con el estatismo de su regulador de velocidad ajustado en un valor

muy cercano a 0 (o nulo), y el resto de las unidades con estatismos iguales o superiores a 3%

[12], lo que permite de forma automtica mantener la frecuencia de rgimen permanente del

sistema en torno a su valor nominal.

En Chile, la NTSyCS establece las exigencias particulares de Seguridad y Calidad de

Servicio de los sistemas interconectados, y debe ser cumplida por: los propietarios de las

instalaciones sujetas a la coordinacin de la operacin del CDEC de cada sistema

interconectado, y por los operadores y coordinadores encargados de la operacin de dichas

instalaciones.

4.1.1. Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS)

Corresponde a la Norma vigente en Chile, en la cual se establece que el control

de frecuencia es el conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de

operacin dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia,

corrigiendo los desequilibrios instantneos entre la potencia generada y demandada en

el SIC [7].

En esta norma, en el Artculo 1-7 se establecen los siguientes conceptos:

32

Control Primario de Frecuencia: Accin de control ejercida rpidamente

sobre la frecuencia de un Sistema Interconectado, a travs de equipos instalados en

unidades generadoras que permiten modificar en forma automtica su produccin [7].

Este es el caso de los llamados reguladores de velocidad o PCU de las mquinas, los

cuales compensan la variacin de velocidad que surge a consecuencia del desequilibrio

producido entre la generacin y la carga. Los reguladores de velocidad son de accin

proporcional y actan en forma individual sobre cada turbina, de acuerdo con el

estatismo de la mquina. Este tipo de control no permite restablecer la frecuencia

nominal del sistema, lo que produce una desviacin en la frecuencia en rgimen

permanente (Ver Anexo 10.1).

Control Secundario de Frecuencia: Accin manual o automtica destinada a

compensar el error final de frecuencia resultante de la accin del control primario de

frecuencia que ejercen los reguladores de velocidad de las unidades generadoras

dispuestas para tal fin, que se consigue a travs del cambio en la consigna de potencia

de los reguladores de velocidad [7]. Esta variacin en la consigna de potencia significa

un desplazamiento paralelo de la curva caracterstica de regulacin de la unidad

correspondiente, para situarse en un nuevo punto de operacin a la frecuencia nominal

del sistema [12]. El tiempo de respuesta de esta accin es del orden de varios minutos,

no pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30

minutos. Esta funcin del control secundario de frecuencia restablece la frecuencia en

su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del control

primario de frecuencia, restablecer su produccin de acuerdo con el orden econmico

del despacho [7].

Reserva Primaria: Reserva destinada a corregir las desviaciones instantneas

de generacin respecto de la demanda real del Sistema Interconectado [7].

Reserva Secundaria: Reserva destinada a compensar, durante perodos

menores a 15 minutos, las desviaciones reales de demanda y la generacin respecto de

los valores previstos en la programacin de la operacin del Sistema Interconectado

[7].

33

Reserva en Giro: Margen de potencia disponible entre la potencia de despacho

y la potencia mxima disponible de todas las unidades en operacin [7].

Estado de Alerta: Estado que se alcanza luego de una o ms contingencias

encontrndose el SI previamente en Estado Normal, en el cual no existe energa no

suministrada y se superan sin prdida de sincronismo contingencias simples, estando el

SI estable sin estar disgregado en islas, caracterizado por la existencia de alguna de las

siguientes condiciones [7]:

- Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de

Estado Normal, pero no se encuentran fuera de los rangos establecidos para el

Estado de Alerta.

- Se ha perdido reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda, la

frecuencia del SI excursiona fuera de los rangos de Estado Normal, pero no

fuera de los rangos definidos para el Estado de Alerta.

Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o ms

contingencias encontrndose el SI previamente en Estado Normal o en Estado de

Alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes condiciones [7]:

- El SI se encuentra disgregado en Islas o existe energa no suministrada.

- Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de

Estado Normal y Alerta.

- Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la

frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de Estado Normal y

Alerta con riesgo de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.

Estado Normal: Estado del SI en que se satisfacen simultneamente las

siguientes condiciones [7]:

- Inexistencia de energa no suministrada.

- Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos

definidos para Estado Normal.

- La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para Estado Normal

34

- Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisin y aporte de

reactivos estn dentro de los valores programados.

- En Estado Normal el SI debe ser capaz de superar sin prdida de sincronismo

las contingencias establecidas en el Captulo N5 de la NTSyCS.

La Norma Tcnica, en su Artculo 5-31 define lo siguiente: La frecuencia

nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC del CDEC deber adoptar todas las

medidas posibles para que sta permanezca constante, aceptndose en rgimen

permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia

fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo perodo de

siete das corridos, se encuentre en los rangos siguientes [7]:

a) Sistemas con capacidad instalada en generacin superior a 100 [MW], en los

cuales el aporte de energa de centrales hidroelctricas, durante los siete das de

control, supere el 60% del consumo total:

- Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del perodo;

- Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no ms de un 0,5% del perodo;

- Entre 50,2 y 50,7 Hz durante no ms de un 0,5% del perodo.

b) Sistemas con capacidad instalada en generacin superior a 100 [MW], en los

cuales el aporte de energa de centrales hidroelctricas, durante los siete das de

control, no supere el 60% del consumo total:

- Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del perodo;

- Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo ms un 1,5% del perodo;

- Entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo ms un 1,5% del perodo.

En el presente estudio, se simular un sistema homologable al SIC en el cual

todas las mquinas son hidrulicas y participan en la regulacin de frecuencia, por lo

que se deben considerar los lmites establecidos para el punto a). Sin embargo, en la

realidad puede ocurrir que en condicin de hidrologa seca, se deba cumplir la

condicin b).

35

Adems, el Artculo 5-44 de la NTSyCS estable que en el caso de una

Contingencia Simple, la frecuencia mnima admitida en instalaciones del Sistema de

Transmisin Troncal ser igual a 48,30 [Hz], aceptndose en instalaciones de Sistemas

de Subtransmisin o Sistemas de Transmisin Adicional, un descenso transitorio de la

frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms].

La NTSyCS define como Contingencia Simple a una falla intempestiva de un

elemento del SI, pudiendo ser ste una unidad generadora, un consumo o un Elemento

Serie del Sistema de Transmisin, que puede ser controlada con los Recursos Generales

de Control de Contingencias (Artculo 1-7).

Por ltimo, en el Artculo 3-18 b), seala que el Controlador de Velocidad de

cada unidad generadora que participe del CPF deber cumplir lo siguiente: Tiempo

mximo de establecimiento igual a 30 segundos para unidades generadoras

termoelctricas y 120 segundos para unidades generadoras hidroelctricas, operando

conectadas al SI. Para la operacin en isla las unidades generadoras debern contar con

cambio automtico de ajustes de parmetros previamente definidos de comn acuerdo

con la DO. El Tiempo Mximo de Establecimiento se define como el tiempo que

demora la seal de potencia entregada por la unidad generadora en ingresar en una

banda del + 10 % del valor final ante una perturbacin escaln aplicada en la consigna

de velocidad o de carga del Controlador de Velocidad (Artculo 1-16 de la NTSyCS).

Por lo tanto, en el presente estudio se debe procurar mantener la frecuencia en

el SIC y la potencia de las mquinas generadoras dentro de las bandas mencionadas

anteriormente. Para cumplir con este objetivo, se disean los controladores de

frecuencia y potencia del enlace HVDC, de modo que ante una contingencia, acte

rpidamente el Control Primario de Frecuencia, que vara la potencia transferida a

travs del enlace HVDC de modo de igualar la generacin y la carga en el SIC. A modo

de hiptesis, se supone que en la barra del rectificador del subsistema Aysn no es

necesario mantener las bandas de frecuencia indicadas anteriormente pues no existen

consumos conectados en dicha zona, por lo que no sera aplicable el cumplimiento de

esta restriccin de la NTSyCS. Adems, las mquinas del SIC y del subsistema Aysn

poseen reguladores de velocidad (PCU) y reguladores de tensin (VCO) operando

36

correctamente y cumplen las exigencias planteadas en la Convertidora para cada unidad

generadora, por lo que responden de manera adecuada ante requerimientos de

aumentos o bajas en la toma de carga. Cabe destacar que las posibles perturbaciones en

la frecuencia que pudiesen existir en el subsistema Aysn o en el subsistema SIC, no

son traspasables entre s debido a que el enlace en corriente continua asla estos efectos

en cada subsistema.

Lo anterior es objeto de una simulacin digital del comportamiento dinmico

en el programa Digsilent, donde se implementan los controles diseados en un enlace

HVDC que conecta un sistema homologable al SIC con un sistema homologable al de

las centrales de Aysn.

4.1.2. Antecedentes

El modo de regulacin de frecuencia con una unidad piloto con estatismo nulo

y otras unidades colaboradoras de estatismo no nulo descrito anteriormente, genera los

siguientes efectos [12]:

- Mayor complejidad para afrontar el aumento de la demanda en horas de punta,

debido al escaso margen de la reguladora piloto y a que la reserva en giro se

encuentra concentrada en la zona de Charra.

- Debido al aumento de la carga del sistema y sus variaciones instantneas, el

margen para la reguladora piloto se incrementa, con lo que se va restringiendo

el nmero de unidades que puedan ejercer como reguladoras piloto del sistema.

- Las unidades ms pequeas, tales como Rapel, Cipreses, etc., que antes ejercan

la funcin de reguladoras de frecuencia, con el paso del tiempo ya no pueden

realizar dicha funcin pues la magnitud de la reserva en giro necesaria es muy

grande respecto a la capacidad de dichas centrales.

37

- La desconexin de un bloque significativo de generacin, provoca importantes

cambios en la transferencia del sistema troncal del SIC, lo que obliga a imponer

restricciones de transmisin.

La reserva de potencia requerida por la unidad piloto para efectuar el control

secundario de frecuencia es provista por otros generadores que participan de este

control de forma manual; es decir, cambios de generacin efectuados por los centros

de control de las centrales involucradas, de acuerdo con instrucciones verbales

emanadas de los despachadores del CDC del SIC. Estos cambios de generacin para el

seguimiento de la demanda suponen un despacho de orden econmico y supeditado a

condiciones de calidad y seguridad operativas.

Para la regulacin de frecuencia del SIC en condiciones normales de operacin,

es decir, variaciones naturales de carga y generacin, maniobras habituales de operacin

u otras perturbaciones menores que produzcan desequilibrios entre la generacin y la

demanda, la reserva en giro de la unidad reguladora piloto se mantiene

aproximadamente en 56 [MW] [10].

Por otra parte, en caso de contingencias ms severas, en las que se produzca un

importante desequilibrio entre la carga y la generacin, la reserva en giro del SIC se

debera mantener al menos en una magnitud equivalente a la mayor central despachada,

la que habitualmente es de 350 [MW] y que corresponde a una central de ciclo

combinado [12].

Las centrales que colaboran en el Control Primario de Frecuencia son las

centrales de embalse, y en menor medida algunas centrales de pasada, las cuales poseen

una cmara de carga que les permite inyectar potencia por algunos minutos. Las

centrales de embalse son las principales encargadas de realizar la Regulacin de

Frecuencia Primaria en el SIC debido a que son capaces de tomar carga en perodos

muy cortos. La capacidad de regular frecuencia primaria es directamente proporcional a

la inercia de rotacin de las mquinas, e inversamente proporcional a la inercia del flujo

del agua.

38

En cambio, las centrales trmicas cuyo combustible es el carbn o gas no son

las ms apropiadas para regular frecuencia, ya que existe una velocidad mxima para

tomar carga, la que no puede exceder un 2 a 5% de la potencia nominal por minuto.

Recurriendo al vapor contenido en el domo de una central trmica, es posible salvar

requerimientos urgentes, pero luego hay que generar el vapor adicional, lo que toma

tiempo. Hay que destacar adems que las centrales termoelctricas presentan demora

en partir en comparacin a las hidroelctricas, debido a la necesidad de alcanzar

equilibradamente la temperatura de trabajo de los materiales [13].

Las unidades consideradas habitualmente son:

39

Tabla 1: Centrales utilizadas en la regulacin de frecuencia en el SIC

4.2. Control de Frecuencia en otros Pases

En general, los esquemas de control de frecuencia primaria operan en forma

similar en el mundo, debido a que su funcionamiento se basa en la actuacin de los

reguladores de velocidad de las turbinas como respuesta a las variaciones de frecuencia,

los cuales provocan una variacin de potencia de los generadores de forma inmediata y

autnoma. Existen diferencias referentes a la cantidad de mquinas que participan en la

regulacin de frecuencia primaria, debido a que en el SIC se utiliza una unidad piloto

con estatismo nulo y otras unidades colaboradoras de estatismo no nulo, para absorber

las variaciones de carga y generacin; mientras que en otros pases la regulacin de

frecuencia se realiza en forma distribuida, es decir, todas las unidades generadoras

participan en la regulacin.

Central Tipo Propietario

N

Unidades

Potencia

neta

mxima

[MW]

Potencia

mnimo

tcnico

[MW]

Estatismo

Permanente

[pu]

Antuco Hidrulica Embalse Endesa 2 323,2 10 0,023 y 0,021 Canutillar Hidrulica Embalse Cenelca 2 171,6 40 0,047 Colbn Hidrulica Embalse Colbn 2 476,8 200 0,05 Cipreses Hidrulica Embalse Endesa 3 99,7 0 0,03 El Toro Hidrulica Embalse Endesa 4 446,8 0 0,0278 Machicura Hidrulica Embalse Colbn 2 95,8 24 0,05 Pehuenche Hidrulica Embalse Pehuenche 2 545,5 240 0,025 y 0,03 Pangue Hidrulica Embalse Pangue 2 454,9 180 0,0215 y 0,0227

Rapel Hidrulica Embalse Endesa 5 378,6 150 0,1; 0,09; 0,08; 0,1 y 0,09

Ralco Hidrulica Embalse Endesa 2 564,3 180 0,07 Abanico Hidrulica Pasada Endesa 6 128,6 6 0,03

Pilmaiqun Hidrulica Pasada Puyehue 5 38,9 0 0,04 Pullinque Hidrulica Pasada Panguipulli 3 51,3 0 0,04

Candelaria B1 Trmica Colbn 1 135,32 60 0,04 Candelaria B2 Trmica Colbn 1 135,32 60 0,04

Taltal 1 Trmica Endesa 1 119,8 20 0,0395 Taltal 2 Trmica Endesa 1 119,8 20 0,0395

40

El esquema de control que marca gran diferencia con el usado en el SIC es el de

Frecuencia Secundaria, debido a que en este sistema se realiza en forma manual,

mientras que en otros pases, sus normativas establecen que debe realizarse en forma

automtica mediante la implementacin de un Esquema de Generacin Automtica.

Adems, en normativas de otros pases se definen conceptos como Regulacin

Terciaria y Control de Tiempo, los cuales tampoco son aplicados en Chile, y sern

vistos a continuacin.

Para finalizar el captulo, se describir la normativa argentina relacionada con el

Control de Frecuencia, ya que incorpora los conceptos mencionados anteriormente.

4.2.1. Control Automtico de Generacin (AGC)

Ante variaciones de carga, la accin de control de la regulacin primaria permite

recuperar el balance entre potencia consumida (incluyendo prdidas) y generacin; sin

embargo subsisten dos efectos no deseados:

- La frecuencia presenta un error permanente respecto a la frecuencia de

referencia.

- La reparticin del incremento de carga entre las unidades generadoras est

determinada por sus estatismos, por lo que en general no se cumplirn los

flujos de potencia programados entre reas.

El objetivo de la regulacin secundaria, ejecutada a travs de un sistema de

control denominado Control Automtico de la Generacin (AGC) es corregir estos

efectos, manteniendo los flujos de potencia programados y eliminando el error

permanente de frecuencia.

4.2.1.1. Control automtico de la generacin en un sistema aislado

En un sistema elctrico aislado no es necesario mantener los flujos de

potencia programados con ninguna rea vecina, por lo que la nica funcin del

41

control secundario es restaurar la frecuencia de referencia. Esto puede conseguirse

aadiendo una accin de control suplementaria sobre la frecuencia en, al menos,

uno de los generadores del sistema, tal como indica la Figura 7. Ante cualquier

variacin de carga la regulacin secundaria es ms lenta que la regulacin primaria,

por lo que puede considerarse que acta una vez que sta se ha estabilizado. Al

ajustar la referencia de potencia de las unidades sobre las que acta y as devolver

la frecuencia del sistema a su valor de referencia (50 [Hz]), la regulacin secundaria

restaura automticamente la generacin de todas las unidades del sistema, incluso

de aquellas que no participan en la regulacin secundaria [15].

Figura 7: Control automtico de generacin en un sistema aislado

El control secundario debe realizarse de forma centralizada. De lo

contrario, los generadores competiran entre s para alcanzar la frecuencia de

referencia y el sistema de control se tornara inestable, de manera similar a como se

analiza en el Anexo 10.1. Por lo tanto, existe un nico lazo de regulacin, situado

en un despacho de control, que mide la frecuencia, y que emite a todas las

unidades que participan en la regulacin secundaria las consignas de variacin de

generacin.

42

4.2.1.2. Control automtico de la generacin en un sistema con dos reas

Para estos efectos, se considera un sistema elctrico formado por dos reas

unidas a travs de un enlace, como se muestra en la Figura 8 superior.

Figura 8: Esquema de un sistema con dos reas

Para esquematizar el control de frecuencia-potencia, es posible representar

cada rea mediante un nico generador equivalente, que incluye el efecto de todos

los generadores del rea correspondiente con sus respectivos sistemas de control.

La seccin inferior de la Figura 8 muestra el circuito elctrico equivalente. Cada

rea es representada mediante una fuente de tensin interna junto con una

reactancia equivalente. El flujo de potencia activa a travs de la lnea de unin es:

[4.1]

Linealizando alrededor del punto de equilibrio inicial definido por 10 y 20:

Ecuacin 2 [4.2]

Con 12=1 - 2, y T0 es el par sincronizante definido como:

[4.3]

43

La Figura 9 muestra el diagrama de bloques del sistema completo, en el

cual cada rea queda representada por un generador equivalente, con su constante

de inercia H, su turbina y su regulador de velocidad, y por un coeficiente de

amortiguacin D. El efecto de la lnea de enlace se representa mediante el trmino

P12, obtenido a partir del par sincronizante y la diferencia entre los ngulos de las

tensiones internas de ambas reas. Un valor de P12 positivo indica un incremento

del flujo de potencia activa desde el rea 1 hacia el rea 2. El control secundario

debe conseguir anular 1, 2 y P12 [15].

Figura 9: Sistema con dos reas sin control secundario

Para efectos de anlisis, se considera el efecto en rgimen permanente de

un incremento de carga en una de las reas. Si se produce un incremento de

demanda Pl1 en el rea uno, teniendo en consideracin que en rgimen

permanente la desviacin de frecuencia es la misma en ambas reas 1 = 2 =

), en dicha rea se cumplir:

44

! [4.4]

Y en el rea 2 se cumplir:

" ! [4.5]

Por otro lado, el cambio en la potencia mecnica depende de la regulacin

primaria, por lo que:

!# [4.6]

!# [4.7]

Sustituyendo la ecuacin (4.6) en la ecuacin (4.4) y la ecuacin (4.7) en la

ecuacin (4.5), se tiene lo siguiente:

! $ # " % [4.8]

! $ # " % [4.9]

Despejando P12 en ambas ecuaciones e igualando se llega a lo siguiente:

!

# " " # " & " &

[4.10]

'

# " (# " " # "

&& " & [4.11]

Donde:

& # " [4.12]

& # " [4.13]

45

Por lo tanto, una variacin de carga en el rea uno se traduce, despus de la

actuacin del control primario, en una variacin de la frecuencia del sistema de

acuerdo con la ecuacin (4.10), y en una variacin del flujo de potencia activa entre

las dos reas de acuerdo con la ecuacin (4.11). Si el incremento Pl1 es positivo,

provoca una reduccin de la frecuencia y un incremento del flujo de potencia

desde el rea dos hacia el rea uno. Este incremento de potencia representa la

contribucin del rea dos al control primario.

Para restaurar el error de frecuencia a valor nulo y el error de flujo de

potencia entre reas, la regulacin secundaria aplica una accin de control de tipo

integrador sobre una combinacin de ambos errores, segn indica la Figura 10.

46

Figura 10: Sistema con dos reas con control secundario [15]

La combinacin entre ambos errores se realiza a travs de una constante B,

de forma que la entrada a los integradores es, respectivamente, P12+B1 y P21

+ B2. Estos valores reciben el nombre de Error de Control de rea, por lo que

es posible escribir:

) " *! [4.14] ) " *! [4.15]

47

En general, la regulacin secundaria no es realizada por todas las unidades

de una misma rea, sino nicamente por algunas. El Error de Control de rea

representa el cambio requerido en la generacin de cada rea, y se expresa

comnmente en [MW]. Su valor numrico depende de la eleccin de la constante

B. Pese a que en rgimen permanente cualquier valor positivo de B conduce a la

anulacin de los errores de frecuencia y de intercambio de potencia, la magnitud

de B es relevante para la evolucin dinmica del sistema [15].

Un valor tpico de B es:

* # " [4.16]

En tal caso, para el ejemplo anterior se tiene lo siguiente:

* # " & [4.17]

* # " & [4.18]

Con estos valores, y considerando la ecuacin (4.10) y (4.11), se deduce

que un incremento de demanda en el rea uno Pl1 conduce a los siguientes

errores de control de rea: en el rea uno:

) " &! && " & && " & [4.19]

Y en el rea 2:

) " &! && " & && " & [4.20]

Por lo tanto, tomando este valor de B el error de control de rea en el rea

uno corresponde a la potencia necesaria para suministrar al incremento de

demanda, y en rea dos resulta ser cero, lo cual es correcto considerando que la

demanda no ha variado en dicha rea. Otros valores de B conducen a otros valores

del error de control de rea.

48

Es conveniente sealar que el valor de + ,- " . en un sistema, no permanece constante a lo largo del tiempo, puesto que R depende del nmero de

generadores conectados y de sus constantes de estatismo, y D depende de la

naturaleza de la carga. Por tanto, su valor puede variar significativamente entre las

horas punta y valle de demanda. Habitualmente suele asignarse un valor fijo a la

constante B, sancionado por la prctica, que se mantiene constante con

independencia del estado del sistema [15].

4.2.1.3. Control automtico de la generacin en un sistema con ms de

dos reas

El esquema anterior puede ser aplicado a un sistema con n reas. En tal

caso, el error de control de rea del sector n queda definido como:

+) ,012343 " *! [4.21]

Donde Pn,exportada es la exportacin neta de potencia activa del rea n, es

decir, la suma de los flujos de potencia salientes hacia todas las reas vecinas.

4.2.1.4. Algunos aspectos prcticos del control automtico de la

generacin

Filtrado del error de control de rea. El error de control de rea puede

variar rpidamente debido a variaciones aleatorias de la demanda. Las unidades

generadoras no deben responder a estas variaciones rpidas, pues ello provocara

fatiga y desgaste innecesarios en sus componentes. Por ello, para ejercer el control

automtico de generacin se aplica habitualmente un filtro al error de control de

rea que tiene el efecto de suavizar las variaciones de la seal.

Lmites de variacin de potencia. El control de potencia debe respetar

el lmite de variacin de potencia por unidad de tiempo de las unidades

generadoras. En general, una central trmica puede variar su produccin de forma

49

ms lenta que una hidrulica, debido al efecto de las constantes de tiempo

mecnicas y termodinmicas.

Frecuencia de ejecucin del control. La ejecucin del control

automtico de generacin no se realiza de forma continua, sino cada 2-4 segundos

aproximadamente. Esto quiere decir que el sistema de control enva una seal a las

unidades generadoras para que modifiquen su produccin cada 2-4 segundos.

Cabe sealar que si se quisiera implementar este esquema en Chile, no existe

normativa asociada en la NTSyCS respecto a la implementacin de un AGC y de

sus tiempos de ejecucin, por lo que existe libertad en este momento al respecto.

Operacin en estados de emergencia. En ciertas condiciones de

emergencia que provoquen el aislamiento de partes del sistema o la prdida de

lneas de enlace entre reas, el control automtico de generacin puede ser

suspendido en las reas afectadas.

Banda muerta de regulacin. El control de frecuencia opera

inevitablemente con una cierta banda muerta de regulacin, debida a mltiples

causas (friccin, naturaleza de las vlvulas de apertura, sensibilidad de aparatos de

medida, entre otras causas). Como consecuencia, siempre existe una desviacin de

frecuencia pequea respecto a la de referencia [15].

4.2.2. Regulacin terciaria

Para que la regulacin secundaria sea efectiva, las unidades generadoras de un

sistema deben disponer de una reserva suficiente de potencia lista para compensar las

variaciones de demanda. Esta reserva de potencia vara con el tiempo, segn el

mecanismo de regulacin secundaria va disponiendo de ella.

El objeto de la regulacin terciaria es la restitucin de la reserva de regulacin

secundaria mediante la adaptacin de los programas de funcionamiento de los

generadores. En general, la regulacin terciaria acta sobre generadores que pueden

50

estar o no estar acoplados, si bien el margen de tiempo en el que debe actuar (15

minutos) dificulta que unidades trmicas no conectadas puedan participar en ella.

4.2.3. Control de tiempo

Algunos relojes miden el tiempo contando las pulsaciones elctricas, y

suponiendo una frecuencia exacta de 50 [Hz]. El tiempo medido de esta forma se llama

tiempo sincrnico, pero las variaciones de frecuencia en el sistema elctrico provocan

que esta medicin no sea exacta y que el tiempo sncrono se desve respecto al tiempo

UTC. El objetivo del control de tiempo es limitar esta discrepancia.

En el sistema de la UCTE, el control de tiempo es responsabilidad del operador

de sistema suizo ETRANS, desde su centro de control en Laufenburg. Si la desviacin

de tiempo es superior a 20 segundos, ETRANS ordena al resto de operadores corregir

la referencia de frecuencia a 49,99 [Hz] a 50,01 [Hz] durante 24 horas. El control de

tiempo es el lazo de regulacin ms lento en el esquema de control frecuencia-potencia

[15].

4.2.4. Regulacin de Frecuencia en Argentina

El SADI es uno de los principales mercados desregulados en Sudamrica,

donde las principales fuentes de generacin son el agua y el gas natural. En particular,

posee una detallada normativa en cuanto a control de frecuencia se refiere.

Las normas que regulan la actividad y las polticas del sector han quedado

reservadas a la Secretara de Energa. En dicho organismo, el Consejo Federal de la

Energa Elctrica maneja las relaciones con las provincias y la administracin de fondos

especiales.

La responsabilidad de la aplicacin de la regulacin recae en CAMMESA, que

es una sociedad annima integrada por todos los grupos actuantes del MEM junto al

Estado Nacional. Sus funciones principales comprenden la coordinacin de las

operaciones de despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los precios

51

mayoristas y la administracin de las transacciones econmicas que se realizan a travs

del SADI.

Finalmente, el ENRE posee amplias funciones regulatorias, en especial en

cuanto a las connotaciones econmicas relacionadas con aspectos tarifarios,

verificacin y control de metas de calidad y resolucin de conflictos entre partes [14].

La normativa que establece los requisitos que deben cumplir los grupos

generadores que participen de la regulacin primaria y/o secundaria de frecuencia, se

encuentra definida en el Anexo Nmero 23 del d