valoración del impacto de contingencias de subestaciones ... · la principal característica de...
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Valoración del Impacto de Contingencias de
Subestaciones en los Sistemas Eléctricos de Potencia
Noviembre 2012
1. Metodología General.
2. Índice de Severidad Operativa.
3. Índice de Riesgo de la Configuración.
4. Ejemplo de Aplicación.
CONTENIDO
1. Metodología General.
2. Índice de Severidad Operativa.
3. Índice de Riesgo de la Configuración.
4. Ejemplo de Aplicación.
CONTENIDO
La principal característica de una subestación
eléctrica es direccionar la energía a los centros
de consumo.
Así mismo, redistribuir los flujos de potencia
durante eventos de falla, y garantizar la
integridad, confiabilidad y seguridad de todo el
Sistema.
La metodología desarrollada tiene en cuenta
estas características y busca establecer la
severidad de la pérdida de una subestación.
Una vez se determinan los índices de seguridad
y riesgo para cada subestación, se establece la
relación entre ellos y se determina la necesidad
de una reconfiguración.
Así mismo, se complementa este procedimiento
con el cálculo del nivel de cortocircuito,
buscando encontrar necesidades de renovación
de equipos.
METODOLOGÍA GENERAL
Inicio
Cálculo del Índice de Severidad
Operativa para el Sistema
i = 1,17,1
Para la subestación i definida en
el listado del Plan de Expansión
2010 - 2024
Relación entre la criticidad de la
subestación i y su configuración
Se evalúa la necesidad de
reconfigurar la subestación i
Calcular el nivel de cortocircuito
de la subestación i y determinar
la necesidad de repotenciar
Cálculo del Índice de Riesgo para la
configuración de la subestación i
1. Metodología General.
2. Índice de Severidad Operativa.
3. Índice de Riesgo de la Configuración.
4. Ejemplo de Aplicación.
CONTENIDO
Subsecuentemente se calcula la potencia no
suministrada asociada a la pérdida de la
subestación, como también el tiempo medio de
restablecimiento en función de la magnitud de la
falla.
Paralelamente al procedimiento descrito se establece
la probabilidad de tener grandes flujos de energía por
la subestación. Para ello se utiliza la información
histórica del despacho real o una simulación del
modelo energético, sin considerar los índices de
indisponibilidad de las plantas y teniendo en cuenta
las restricciones de la red.
Finalmente se calcula la severidad como el producto
de la potencia no suministrada, el tiempo medio de
restablecimiento y la probabilidad del escenario
anteriormente descrito.
Es importante mencionar que se considera la
salida de toda la subestación junto con todos sus
elementos asociados, independientemente de su
configuración.
ÍNDICE DE SEVERIDAD OPERATIVA
Inicio
Establecer el escenario de
despacho y demanda que
implican grandes flujos de
energía por la subestación i
i = 1,17,1
Para la subestación i definida en
el listado del Plan de Expansión
2010 - 2024
Simular la contingencia de la
subestación i
Simular la “cascada” asociada a
la contingencia
Determinar el tiempo medio de
restablecimiento en función de la
magnitud del evento.
Calcular la Potencia No
Suministrada asociada a la falla
de la subestación i
Cuantificar la probabilidad de
este escenario
Se establece
la severidad
Se establece para cada periodo de demanda, el escenario operativo
en el cual la subestación redistribuye grandes flujos de energía. Se
entenderá como grandes flujos de energía aquellos que son
superiores al máximo flujo que es capaz de redistribuir la subestación,
sin generar eventos de demanda no atendida.
Posteriormente se simula la pérdida de la subestación y se modela de
manera simplificada la pérdida de otros elementos (cascada), si se
presentan violaciones en el Sistema.
1. Metodología General.
2. Índice de Severidad Operativa.
3. Índice de Riesgo de la Configuración.
4. Ejemplo de Aplicación.
CONTENIDO
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
Configuración Barra Sencilla
Línea 1 Línea 2
Línea 3 Línea 4
GF1
GF2 GF3
GF4 GF5
Un grafo G = (V, E) es definido por un par ordenado, donde V
es conocido como vértice y E es llamado arco.
Un grupo funcional es un conjunto de elementos, que están
dispuestos de cierta manera para realizar una función
determinada.
Los vértices son los grupos funcionales o elementos
(líneas) y los arcos son los elementos de interface
(interruptores y seccionadores)
V1 V2
V3
E1
E3 E2
𝐺 = 𝑉,𝐸
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
Barra
Sencilla GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
Int 1 1 1 0 0 0 0 0
Int 2 0 1 1 0 0 0 0
Int 3 0 1 0 1 0 0 0
Int 4 0 1 0 0 1 0 0
Int 5 0 1 0 0 0 1 0
Int 6 0 1 0 0 0 0 1
Configuración Barra Sencilla
Cto 37-40Cto 37-39Cto 37-33Cto 37-34
Transformador
Int 1
Int 2 Int 3 Int 4 Int 5
GF1
GF2
GF3 GF4 GF5 GF6
Configuración Doble Barra
Int 1
Int 2
Int 3
Int 4
Int 5
Int 6
Int 7
Int 8
Int 9
Int 10
Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40
Transformador
GF1
GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
GF8
Int 6
GF7
Cto 37-35
Cto 37-35
Int 11
Int 12
GF2
d
d
d
d
P
P
P
P
5,1
4,1
3,1
2,1
000
000
000
000
1 1 0 0 01 0 1 0 01 0 0 1 01 0 0 0 1
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
D x B x PFG
5
4
3
2
1
PGF
PGF
PGF
PGF
PGF
=
4
3
2
1
Plinea
Plinea
Plinea
Plinea
PBarra
Configuración Barra Sencilla
Línea 1 Línea 2
Línea 3 Línea 4
GF1
GF2 GF3
GF4 GF5
Probabilidad falla S/E = P12+P13+P14+P15
𝑃𝑖𝑗 = 𝑃𝑑𝑖 ,𝑗
. 𝑃𝐹𝐺𝑖 + 𝑃𝐹𝐺𝑗
𝑃𝑖𝑗 = 𝑃𝑑𝑖 ,𝑗
. 𝑃𝐸𝑘 +
𝑘∈𝑖
𝑃𝐸𝑘
𝑘∈𝑗
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
Configuración Barra Sencilla
Cto 37-40Cto 37-39Cto 37-33Cto 37-34
Transformador
Int 1
Int 2 Int 3 Int 4 Int 5
GF1
GF2
GF3 GF4 GF5 GF6
Configuración Doble Barra
Int 1
Int 2
Int 3
Int 4
Int 5
Int 6
Int 7
Int 8
Int 9
Int 10
Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40
Transformador
GF1
GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
GF8
Int 6
GF7
Cto 37-35
Cto 37-35
Int 11
Int 12
GF2
La falla de una línea y el interruptor que interconecta este
elemento con el barraje, ocasiona la pérdida de los demás
elementos de la subestación, es decir, la salida de los 4
circuitos restantes y el transformador.
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
Configuración Barra Sencilla
Cto 37-40Cto 37-39Cto 37-33Cto 37-34
Transformador
Int 1
Int 2 Int 3 Int 4 Int 5
GF1
GF2
GF3 GF4 GF5 GF6
Configuración Doble Barra
Int 1
Int 2
Int 3
Int 4
Int 5
Int 6
Int 7
Int 8
Int 9
Int 10
Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40
Transformador
GF1
GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
GF8
Int 6
GF7
Cto 37-35
Cto 37-35
Int 11
Int 12
GF2
En la configuración Doble Barra Doble Interruptor la falla de la
misma línea y el mismo interruptor sólo ocasiona la salida del
elemento en falla, es decir, los 5 elementos restantes
continúan en servicio.
Se define la severidad de la falla de un elemento
en la subestación, en función del número de
elementos que quedan disponibles después de
presentarse la contingencia, reflejando de esta
manera que tan segura es una configuración.
Este índice busca establecer para cada
subestación, en función de su probabilidad de
falla y el número de elementos disponibles
después de la pérdida de una línea,
transformador o generador que se conecta al
barraje, el riesgo de la configuración vigente en
dicha subestación.
ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN
Inicio
Para la configuración i de la
subestación objeto de evaluación
Cálculo de la matriz de
conectividad B
Simplificación de la subestación i
en grupos funcionales
i = 1,n,1
Calcular la probabilidad de falla
de la configuración vigente en la
subestación i
Calcular la severidad de la
configuración vigente en la
subestación i
Calcular el Riesgo de la
configuración vigente de la
subestación i
𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑔 𝑖 = 𝑃𝑟𝑜𝑏𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 𝑠𝑢𝑏 . 𝐼𝑛𝑑𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑔 𝑖
1. Metodología General.
2. Índice de Severidad Operativa.
3. Índice de Riesgo de la Configuración.
4. Ejemplo de Aplicación.
CONTENIDO
EJEMPLO DE APLICACIÓN
EJEMPLO DE APLICACIÓN
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Po
ten
cia
[p
.u.]
Hora [h]
Generador
conectado en la
barra No
Capacidad en
(MW)
10 450
12 85
25 220
26 314
31 7
46 19
49 204
54 48
59 155
61 160
65 391
66 392
80 477
87 4
89 607
100 252
103 40
111 36
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Las simulaciones eléctricas se llevaron a cabo
teniendo en cuenta un despacho total de 3667 MW y
una demanda de 38 en p.u. (hora 11).
Para cuantificar el indicador de Severidad Operativa,
se simuló la contingencia de la subestación
conformada por todos los elementos conectados al
nodo 37. A saber un transformador y las líneas que
interconectan las buses 37-39, 37-40, 35-37, 33-37 y
34-37.
Una vez se presenta la contingencia, todos los seis
(6) elementos constitutivos de la subestación salen de
operación. La salida de estos elementos ocasiona la
sobrecarga de otros componentes y bajas tensiones
en el sistema.
A pesar de no ser la hora de máxima demanda, el
impacto de la contingencia es bastante fuerte bajo
estas condiciones de operación. Esto se debe a que
la carga del sistema está concentrada en más del 70
% en la zona de influencia de la subestación y las
plantas despachadas centralmente están bastante
lejos de los centros de consumo.
EJEMPLO DE APLICACIÓN
En relación a la probabilidad de tener este escenario
operativo, donde la subestación distribuye un flujo
superior al máximo permitido, se considera un valor
del 20 %. En la práctica este valor dependerá de las
condiciones técnicas de las plantas de generación, su
tecnología y las condiciones propias del mercado
donde estén instaladas.
Respecto al tiempo de restablecimiento, se
consideran cuatro (4) horas, ya que el evento
ocasionó la pérdida de toda la demanda del sistema.
En conclusión, el Valor Esperado de la Energía No
Suministrada es:
El Valor Esperado de la Energía No
Suministrada es:
Este valor se puede normalizar respecto al consumo
de energía esperado durante las cuatro (4) horas
posteriores a la contingencia, es decir,
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Se consideraron dos configuraciones típicas para
esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble
Interruptor.
Configuración Barra Sencilla
Cto 37-40Cto 37-39Cto 37-33Cto 37-34
Transformador
Int 1
Int 2 Int 3 Int 4 Int 5
GF1
GF2
GF3 GF4 GF5 GF6
Configuración Doble Barra
Int 1
Int 2
Int 3
Int 4
Int 5
Int 6
Int 7
Int 8
Int 9
Int 10
Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40
Transformador
GF1
GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
GF8
Int 6
GF7
Cto 37-35
Cto 37-35
Int 11
Int 12
GF2
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Pd 0 0 0 0 0
0 Pd 0 0 0 0
0 0 Pd 0 0 0
0 0 0 Pd 0 0
0 0 0 0 Pd 0
0 0 0 0 0 Pd
Matriz D Configuración Barra SencillaPd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd
Matriz D Configuración Doble Barra Doble Interruptor
Barra
Sencilla GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7
Int 1 1 1 0 0 0 0 0
Int 2 0 1 1 0 0 0 0
Int 3 0 1 0 1 0 0 0
Int 4 0 1 0 0 1 0 0
Int 5 0 1 0 0 0 1 0
Int 6 0 1 0 0 0 0 1
D Barra D
Interruptor GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 GF8
Int 1 0 0 0 0 0 0 1 1
Int 2 1 0 0 0 0 0 1 0
Int 3 0 0 0 0 0 1 0 1
Int 4 1 0 0 0 0 1 0 0
Int 5 0 0 0 0 1 0 0 1
Int 6 1 0 0 0 1 0 0 0
Int 7 0 0 0 1 0 0 0 1
Int 8 1 0 0 1 0 0 0 0
Int 9 0 0 1 0 0 0 0 1
Int 10 1 0 1 0 0 0 0 0
Int 11 0 1 0 0 0 0 0 1
Int 12 1 1 0 0 0 0 0 0
GF1 transformador
GF2 barra
GF3 línea
GF4 línea
GF5 línea
GF6 línea
GF7 línea
Vector PFG Barra Sencilla
0.014888
0.001
0.044958
0.044958
0.044958
0.044958
0.044958
Vector PFG Barra Sencilla
GF1 barra
GF2 línea
GF3 línea
GF4 línea
GF5 línea
GF6 línea
GF7 transformador
GF8 barra
Vector PFG D Barra D Interruptor
0.001
0.044958
0.044958
0.044958
0.044958
0.044958
0.014888
0.001
Vector PFG D Barra D Interruptor
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Se consideraron dos configuraciones típicas para
esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble
Interruptor.
PROBABILIDAD DE FALLA DE LA SUBESTACIÓN.
Configuración
Eventos de Falla de
dos grupos
funcionales
vecionos que
involucran al barraje
Porbabilidad de falla de la subestación
Barra Sencilla
(𝑃𝐹𝐺1, 𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺3,𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺4,𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺5,𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺6,𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺7,𝑃𝐹𝐺2
)
𝑃12 + 𝑃32
+ 𝑃42 + 𝑃52
+ 𝑃62 + 𝑃72
0.0015
Doble Barra
Doble
Interruptor
(𝑃𝐹𝐺1, 𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺1,𝑃𝐹𝐺3
)
(𝑃𝐹𝐺1,𝑃𝐹𝐺4
)
(𝑃𝐹𝐺1,𝑃𝐹𝐺5
)
(𝑃𝐹𝐺1,𝑃𝐹𝐺6
)
(𝑃𝐹𝐺1,𝑃𝐹𝐺7
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺2
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺3
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺4
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺5
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺6
)
(𝑃𝐹𝐺8,𝑃𝐹𝐺7
)
𝑃12 .𝑃82
+𝑃13 .𝑃83
+𝑃14 .𝑃84
+𝑃15 .𝑃85
+𝑃16 .𝑃86
+𝑃17 .𝑃87
0.0003
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Se consideraron dos configuraciones típicas para
esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble
Interruptor. SEVERIDAD DE LA FALLA EN LA SUBESTACIÓN.
Configuración
Número de elementos disponibles en la
subestación después de presentarse la
pérdida de un elemento y el interruptor que
lo conecta al barraje
Porcentaje de
indisponibilidad de
la subestación [%]
Barra Sencilla 0 100
Doble Barra
Doble
Interruptor 5 16.7
INDICADOR DE RIESGO DE LA SUBESTACIÓN.
Configuración Probabilidad Indisponibilidad
[%] Riesgo
Riesgo
normalizado
respecto a la peor
configuración
Barra Sencilla
0.0015 100 0.15 1
Doble Barra
Doble Interruptor
0.0003 16.7 0.0064 0.043
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Seg
urid
ad
Op
era
tiv
a
Riesgo
Barra
Sencilla
EJEMPLO DE APLICACIÓN
Una vez se establecen los dos indicadores, se determina para
cada configuración la relación entre ellos. Se plantea una franja
donde la subestación es susceptible a un cambio de
configuración. Si el indicador de riesgo y de seguridad operativa
es superior a 0.3, la subestación podría ser reconfigurada. En
caso contrario sería conveniente mantener la disposición actual.
De los resultados obtenidos se puede concluir que, la
probabilidad de falla de una subestación de seis (6) bahías con
configuración Doble Barra Doble Interruptor es menor a la
probabilidad de falla de la misma subestación con configuración
Barra Sencilla.
En la configuración Barra Sencilla la falla de una línea y el
interruptor que interconecta este elemento con el barraje,
ocasiona la pérdida de los demás elementos de la subestación,
es decir, la salida de los 4 circuitos restantes y el transformador.
Por otro lado, en la configuración Doble Barra Doble Interruptor
la falla de la misma línea y el mismo interruptor sólo ocasiona la
salida del elemento en falla, es decir, los 5 elementos restantes
continúan en servicio.
