desarrollo de un modelo de desconexión automática de
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DESARROLLO DE UN MODELO DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE GENERACIÓN PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. Osvaldo A. Ojeda Instituto de Energía Eléctrica. Facultad de Ingeniería – Universidad Nacional de San Juan. Libertador Gral. San Martín 1109 (oeste), CP: J5400ARL San Juan – ARGENTINA. Website: http://www.iee-unsj.org. E-mail: ojeda@iee.unsj.edu.ar Rodolfo E. Rosés Instituto de Energía Eléctrica. Facultad de Ingeniería – Universidad Nacional de San Juan. E-mail: roses@iee.unsj.edu.ar Daniel Greco Instituto de Energía Eléctrica. Facultad de Ingeniería – Universidad Nacional de San Juan. E-mail: dgreco@iee.unsj.edu.ar Resumen. Este trabajo muestra el desarrollo e implementación de un modelo del sistema de desconexión automática de generación (DAG) para estudios de comportamiento dinámico con el programa PSS/E. La emulación de la actuación de la DAG requiere de indicaciones manuales de varias acciones. Esta forma de simulación es laboriosa e ineficiente, especialmente cuando se debe realizar gran cantidad de simulaciones. En éste trabajo se describe el modelo desarrollado, las pruebas realizadas y resultados obtenidos en el estudio del comportamiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Además se indican posibles aplicaciones del modelo en diversos estudios de funcionamiento de sistemas eléctricos y de ajuste de la DAG. Palabras Claves. Estabilidad dinámica, modelo de simulación dinámica, desconexión automática de generación. 1. Introducción. La desconexión automática de generación (DAG) se utiliza en la Argentina para mantener la estabilidad del sistema ante la pérdida de elementos de la red de transmisión en 500kV, que vinculan áreas de generación importantes con los centros de mayor consumo. La desconexión automática de generación es un sistema experto compuesto principalmente por una estación maestra y varios Controladores Lógicos Programables (PLC). La estación maestra se ubica en algún punto estratégico del sistema de DAG y los PLC en las estaciones transformadoras (ET) que conforman el vínculo de transporte vigilado por éste sistema. Las reglas de actuación de la DAG (software en la estación maestra y en los PLC) son definidas a través de estudios del comportamiento dinámico del sistema ante la ocurrencia de un conjunto importante de fallas severas probables, y para un conjunto de escenarios del sistema (demanda generación, topología de la red de transporte). La herramienta computacional de referencia para realizar estudios del comportamiento dinámico del Sistema Argentino de Interconexión (programa PSS/E) no dispone de los modelos para simular la actuación de la DAG. Al momento de emular el comportamiento de la misma se recurre a la indicación manual de las reglas de actuación, lo que no es adecuado cuando se debe realizar gran cantidad de simulaciones o cuando se requiere simular situaciones complejas de operación ante perturbaciones severas, que incluyan la actuación del sistema de protección existente. Si bien se han realizado muchos estudios de simulación de comportamiento dinámico de sistemas de DAG, como por ejemplo Eternod et all (2002), no se han desarrollado para los mismos modelos completos comparable al desarrollado en el presente trabajo. Debido a la importancia de la DAG para mantener el sistema eléctrico estable ante grandes perturbaciones se planteó como objetivo desarrollar un modelo computacional para el PSS/E, aplicable al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Contar con un modelo de simulación dinámica de éste sistema posibilita el estudio de la DAG, ya sea en la simulación y corroboración del ajuste de sus parámetros, como para realizar adaptaciones debido a la natural evolución del sistema de potencia en el futuro. 2. Desconexión Automática de Generación en Argentina. En Argentina la DAG se implementa en tres regiones de exportación de energía eléctrica: Comahue (en el suroeste del país), Noreste argentino (NEA) y Noroeste argentino (NOA). La Figura (1) muestra las regiones geográficas en las que se divide el SADI para su estudio. Las regiones exportadoras citadas se interconectan con la zona de mayor consumo de energía eléctrica del país, GBA (Gran Buenos Aires), a través de un sistema de transmisión en 500kV con líneas de gran longitud (1100km) y de topología radial. Dado que el modelo desarrollado en el presente trabajo sigue las reglas de actuación del sistema DAG real, en las siguientes secciones se presenta una breve descripción de los sistemas DAG implementados en las regiones exportadoras. C.H. Yacyretá ET El Bracho C.H. Salto Grande Corredor Norte Corredor Sur Figura 1. Regiones geográficas del Sistema Argentino de Interconexión. 2.1. DAG en la región Comahue. La Figura (2) muestra la red de 500kV presente entre Comahue y GBA, incluida la ubicación de las centrales térmicas e hidráulicas. Figura 2. Red de 500kV que vincula las regiones Comahue y GBA. En la Tabla (1) se indican las referencias de la Fig. (2). En algunos casos los nombres de las ET coinciden con los nombres de las centrales a las que se conectan. Tabla 1. Referencias de estaciones transformadoras en la región Comahue. NOMBRE AB AC ALI BB CC CL CO CH EZ HE LL MAC OL PA PB PBU PG PL PU Estación Transformadora/Central Eléctrica Abasto Agua del Cajón Alicurá Bahía Blanca Cerrito de la Costa Choele Choel Chocón Oeste Chocón ( Central hidroeléctrica) Ezeiza Henderson Loma de la Lata Macachín Olavaria Piedra del Águila ( Central hidroeléctrica) Planicie Banderita Piedrabuena Piedra del Águila Pichi Picún Leufú Puelches En la ET Chocón Oeste se ubica la Estación Maestra que recopila y procesa toda la información de los PLC de las estaciones remotas a través de un sistema de transmisión de datos por onda portadora. Ésta estación interroga a los PLC sobre posición de interruptores, variables de configuración, potencias transmitidas por las líneas y potencia entregada por los generadores. Considera también el estado de los reactores shunt, capacitores serie y la disposición o no de resistores de frenado (actualmente poseen resistores sólo las centrales hidroeléctricas Chocón y Planicie Banderita). Basado en éstos parámetros, la estación maestra define y preestablece qué generadores desconectar ante la pérdida de alguna línea del sistema. Para realizar ésta decisión dispone de grillas de operación que, basadas en estudios dinámicos, condensan la información sobre la operación del sistema DAG (Guía de Referencia de Transener S.A., 1999). Las centrales que participan en la DAG Comahue se desconectan siguiendo una lista de prioridad. Esta se define sobre la base de elementos estabilizantes disponibles en cada central, particularmente resistores de frenado. Las reglas definidas para la actuación de la DAG incluyen valores máximos de desconexión, que permiten mantener un nivel aceptable de calidad de servicio. Si ocurre una situación de desconexión de generación, se activan recursos postfalla, definidos con el objetivo de mantener los niveles de tensión dentro de rangos seguros y de preservar la integridad de algunos componentes del sistema de transmisión. Los recursos postfalla disponibles son: la desconexión de reactores shunt; el puenteo de capacitores serie y la desconexión de tramos de líneas. 2.2. DAG en NEA. La DAG en la región NEA se encarga del mantenimiento de la estabilidad del sistema ante contingencias en líneas que exportan energía desde ésta región hacia la región Litoral y GBA. Se realiza sacando de servicio máquinas de las dos centrales hidroeléctricas, Salto Grande y Yacyretá. La desconexión de generación en NEA se implementa en dos sistemas: DAG compartida entre Salto Grande– Yacyretá y DAG Yacyretá. La Central Salto Grande se encuentra ubicada precisamente en la región Litoral, pero se la considera del área de exportación NEA. La Figura (3) muestra un esquema unifilar simplificado de las líneas de 500kV presentes en las regiones NEA, Litoral y GBA. Figura 3. Esquema unifilar de líneas de 500kV de NEA, Litoral y GBA. 2.3. DAG en NOA. En NOA la DAG es parte de un sistema mayor llamado Sistema de Supervisión y Control Inteligente (SSCI), ubicado en la ET El Bracho. Se desconectan máquinas de las 3 centrales vinculadas directamente a ésta estación transformadora, que son las centrales térmicas San Miguel de Tucumán, Ave Fénix y Tucumán. Existen dos tipos de órdenes que provocan DAG en la región (Sinagra, 2003): • Orden por salida de servicio de líneas en 500kV que vinculan la región NOA con la región Centro. Esto conduce a un aislamiento de NOA y exceso de generación, que debe ser eliminado con una reducción de potencia y/o desconexión de generación. • DAG ante perturbación en Comahue, producida cuando se da una orden de DAG con elevado volumen de desconexión en Comahue. Esto sucede cuando se desconectan líneas que ocasionan la pérdida de uno de los dos corredores de las regiones Comahue–Buenos Aires. Si es necesario se realiza la desconexión de generación en las centrales eléctricas de la región NOA. El motivo de la desconexión es el de respetar los límites de transferencia máxima simultánea entre los corredores Comahue-Buenos Aires y NOA-Centro. En la Guía de Referencia se presentan gráficas donde se observan éstos límites, y tablas indicativas de los volúmenes de desconexión aplicable en éstos casos. 3. Descripción del modelo de desconexión automática de generación. 3.1. Implementación en el PSS/E. El modelo desarrollado abarca todos los sistemas DAG descriptos en la sección anterior. Es una subrutina programada en lenguaje FLECS, incluida en el programa de simulación de sistemas eléctricos PSS/E versión 26.2. El modelo se incorpora a la librería de modelos de simulación dinámica de usuario. En la Figura (4) se muestra un esquema de la relación interna del PSS/E con las librerías de modelos (PSS/E 26.2 Program Application Guide, 1998). PSS/E Estructura CONEC CONET Principal Librerías de Subrutinas Modelos Estándar Modelos de Usuario Arreglos de simulación dinámica Figura 4. Estructura del módulo de simulación dinámica del programa PSS/E, PSSDS4. Durante la ejecución de una simulación dinámica el programa principal invoca a los modelos en cada paso de integración. Las subrutinas encargadas de la conexión entre los modelos y el programa principal son dos: subrutina CONEC y subrutina CONET. La subrutinas CONEC y CONET se encargan de asociar el equipamiento y otros modelos con la red de potencia, es decir con barras, máquinas, cargas, etc. Los arreglos o vectores de simulación dinámica contienen información sobre los valores que toman ciertas variables en cada paso de integración. Estos valores pueden ser la potencia activa y reactiva entregada por los generadores, el valor de tensión de las barras, potencia mecánica de turbinas, etc. 3.2. Funcionamiento del modelo de DAG. En ésta sección se describen los pasos que realiza el modelo DAG durante su ejecución. En la primera parte del modelo se determinan los flujos de potencia activa y reactiva que se intercambian por las líneas vigiladas por todos los sistemas DAG. Estos valores son los indicadores que analiza el modelo para juzgar el estado de los vínculos monitoreados. También se calculan las potencias activas que generan las máquinas en el estado estacionario previo a la falla. Luego se procede a la lectura de los archivos de datos que contienen información de ubicación de generadores, variables de ajustes (retardos de actuación, entre otros) y las tablas con los valores de umbral de los sistemas DAG del SADI. Estos últimos archivos tienen un formato compatible con las tablas correspondientes en el Anexo 2 de la Guía de Referencia, simplificándole al usuario modificar los valores de ajustes del sistema DAG en el futuro. El modelo procede al cálculo de la demanda bruta del sistema eléctrico estudiado y demanda a nivel de cargas. Estos valores son necesarios para la toma de decisiones de los distintos sistemas DAG abarcados por el modelo. Se entiende como demanda bruta a la sumatoria de las potencias activas generadas por las máquinas conectadas al sistema (incluye la demanda más las pérdidas del sistema de transmisión). La demanda a nivel de cargas es la suma de los valores de potencia activa de las cargas medidas en el límite de éstas con el sistema y define el estado del sistema, ya sea como estado de pico, de valle o resto. Posteriormente se realiza la detección de eventos y situaciones que provocan desconexión de generadores con el objetivo de definir el volumen de potencia activa a desconectar. Si el modelo no detecta perturbación en las líneas que monitorea, termina su ejecución hasta el siguiente paso de integración. 3.2.1. Detección de eventos y desconexión de generadores en la región Comahue. En el caso de la DAG Comahue, los PLC del vínculo de transmisión detectan una serie de eventos definidos, que provocan una señal de actuación del sistema DAG o de un recurso postfalla. Estos eventos se producen cuando se cumplen una serie de condiciones ante la pérdida de líneas, que pueden ser magnitudes de variables eléctricas sobre determinados valores de umbral, diferentes configuraciones dentro de las estaciones transformadoras, etc. El modelo DAG realiza el mismo proceso de detección, emulando las reglas de actuación de los PLC. El modelo se basa en la definición de los eventos descriptos en el Manual de los PLC de Estación. Para ilustrar como son los eventos en el sistema real y en el modelo se muestra a continuación un pequeño ejemplo. Sea un corredor con dos circuitos, líneas A y B respectivamente, que se vinculan físicamente a una estación transformadora ET1, tal como se muestra en la Fig. (5). Figura 5. Apertura de un tramo de línea doble, ejemplo de evento. Si se detecta apertura del vínculo A, el programa del PLC en ET1 (o el bloque correspondiente a ET1 en el modelo) ordena una desconexión de generadores, luego de verificar: • Si la apertura de A corresponde a un estado de falla. Identifica si en el estado previo existía un vínculo físico de A con C y D, y si la potencia transportada por A era mayor a la potencia mínima de umbral. • Si la potencia post-apertura en B supera la potencia máxima de umbral. Cuando se detecta un evento de DAG se procede a la desconexión de generadores. Siguiendo el orden de la lista de prioridad se desconecta la cantidad de generadores que sean necesarios para cubrir el volumen de desconexión solicitado. Luego de la detección de eventos, el modelo tiene cinco recursos postfalla definidos para el sistema DAG Comahue: • Desconexión de línea Puelches–Henderson, circuito 1 ante órdenes provenientes de dos situaciones distintas. • Desconexión de línea Ezeiza–Henderson, circuito 1. • Puenteo del capacitor en ET Puelches. • Puenteo del capacitor en ET Henderson. 3.2.2. Detección de eventos y desconexión de generadores en la región NEA. El modelo actúa acorde a la DAG en la región NEA, ante la pérdida de cinco líneas: 1. Colonia Elía-Campana (DAG compartida Salto Grande-Yacyretá). 2. Campana-Rodríguez (DAG compartida Salto Grande-Yacyretá). 3. Rincón-Salto Grande (DAG Yacyretá). 4. Rincón-Paso de la Patria (DAG Yacyretá). 5. Paso de la Patria-Resistencia (DAG Yacyretá). Para la determinación del volumen de desconexión que se debe aplicar ante contingencias en cada una de las líneas monitoreadas, existen tablas en la Guía de Referencia de Transener que toman en cuenta parámetros indicativos del nivel de exportación de la región respecto al estado del sistema. En estas tablas se indica la cantidad de generadores a desconectar de cada central, según el estado de carga del sistema. Como ejemplo se muestra la Tab. (2), que indica la cantidad de generadores a desconectar cuando se produce la apertura de la línea Colonia Elía-Campana o la línea Campana-Rodríguez; el sistema interconectado se encuentra en el estado de cargas de pico y resto (demanda a nivel cargas superior a 6500MW) y la transferencia entre la región Centro y la región Litoral es inferior a 200MW. Tabla 2. Generadores a desconectar en DAG compartida Salto Grande–Yacyretá. P=P1+P2 [MW] Cantidad de máquinas a desconectar 0 ≤ P ≤ 1050 1050< P ≤1100 1100< P ≤1150 1150< P ≤1200 1200< P ≤1280 1280< P ≤1360 … 1700< P ≤1730 0 1 Yacyretá 2 Yacyretá 3 Yacyretá 3 Yacyretá + 1 Salto Grande 3 Yacyretá + 2 Salto Grande … 4 Yacyretá + 7 Salto Grande En la Tabla (2) P representa la potencia activa que se exporta desde la región Litoral hacia Buenos Aires. Este valor es la suma de las potencias activas marcadas en la Fig. (3) como P1 y P2. Estas tablas se incorporan en el modelo como datos de entrada. Cuando el modelo detecta la pérdida de una de las líneas monitoreadas, busca el nivel de desconexión adecuado para las condiciones de operación del sistema. El modelo utiliza una subrutina de desconexión para los dos sistemas de DAG de la región NEA, la DAG Yacyretá y la compartida entre Yacyretá y Salto Grande. La única diferencia que existe entre ambos sistemas al momento de la desconexión de generadores es la referida a los tiempos de actuación. 3.2.3. Detección de eventos y desconexión de generadores en la región NOA. En la región NOA el modelo se comporta igual al sistema DAG real. Se detecta la pérdida del vínculo de 500kV que une ésta región con la región Centro, y se define como volumen de desconexión la potencia activa transmitida por el vínculo perdido. El volumen de generación a desconectar en NOA por perturbación en Comahue se determina mediante tablas (Guía de Referencia de Transener S.A., 1999). El modelo incorpora las tablas como datos de entrada. El cálculo del volumen de desconexión toma en cuenta intercambios de potencias entre provincias de la región, volumen desconectado en Comahue, demanda bruta del SADI y nivel de exportación de NOA. En caso de que se haya detectado un evento que necesite desconexión de generadores, se procede al llamado de la subrutina de desconexión correspondiente. En ésta subrutina no se presenta diferencias a los dos tipos de órdenes que generan la desconexión de máquinas en ésta zona. Se desconecta la mínima cantidad de generadores que totalicen el volumen de DAG solicitado. 4. Pruebas realizadas con el modelo DAG. 4.1. Simulaciones realizadas. Se simuló la desconexión de cada una de las líneas que intervienen en el sistema de DAG bajo distintas configuraciones de red, con el fin de probar al modelo en diferentes situaciones de desconexión de generación y distintos tipos de eventos. Las pruebas pueden dividirse en 4 tipos: • Desconexión simple de línea. • Desconexión doble en los corredores Comahue-Buenos Aires. • Desconexión simple en condiciones de operación especiales (diferentes configuraciones de red). • Falla de cortocircuito. La desconexión simple es la apertura de un tramo de línea entre dos estaciones transformadoras consecutivas. En la desconexión doble se realiza la apertura de dos tramos paralelos entre dos ET consecutivas, es decir la pérdida de vínculo de un corredor. La desconexión simple en condiciones de operación especiales es la desconexión simple de una línea, estando la paralela previamente fuera de servicio. En la falla de cortocircuito se simula un cortocircuito trifásico sin contacto a tierra durante un tiempo de 40 milisegundos al comienzo de una línea. Luego de éste tiempo se desconecta la línea fallada, emulando el tiempo de retardo en la actuación de las protecciones. El objetivo es crear condiciones de falla, previo a la salida de servicio de la línea y por consiguiente a la desconexión de generadores. La perturbación se introduce en el primer segundo de simulación y el tiempo total de simulación para cada caso fue de 60 segundos. La base de datos utilizada corresponde a un estado de cargas de pico, de la temporada de verano del año 2002. A partir de ésta se obtienen distintas bases de datos a través de la modificación de la configuración de la red. Se realizaron las mismas pruebas sin el modelo para comparar las respuestas del sistema ante éstas dos situaciones y justificar la importancia del mismo. 4.2. Resultados obtenidos. Para mostrar un ejemplo de los resultados obtenidos se toma el sistema de DAG Comahue, dado que éste sistema es el más complejo desde el punto de vista del modelo DAG. En la Figura (6) se resumen los resultados de la simulación de perturbaciones con y sin la actuación del modelo. Esta gráfica muestra las estadísticas sobre la estabilidad del sistema ante perturbaciones en los corredores del vínculo Comahue-GBA para el estado de carga pico del verano. Todos los valores son relativos a la cantidad de simulaciones realizadas para cada tipo de falla. Figura 6. Estadísticas de estabilidad con y sin actuación del sistema DAG Comahue. De la Figura (6) se puede observar: • El sistema DAG Comahue aumenta considerablemente la cantidad de casos estables ante perturbaciones de distinta severidad. • La desconexión simple resultó en todos los casos estables sin presencia del modelo. Esto indica que para este estado de cargas se debería evaluar el estado final del sistema con desconexión de generación y la conveniencia o no de tal desconexión. De éste análisis surge la necesidad de estudiar otros valores de ajuste de la DAG, teniendo en cuenta la localización y valores de reservas, niveles de confiabilidad, etc. • En los casos de desconexión doble dónde el sistema no resultó estable, se verificó el correcto funcionamiento del modelo. En los casos inestables, el volumen de potencia activa que se transmitía por los vínculos en el momento de la desconexión era muy elevado. Dada la severidad de la falla, estos casos resultaron inestables con los valores de ajustes dados al modelo. Como ejemplo del comportamiento de las variables eléctricas del sistema con la actuación del modelo de DAG se presenta a continuación la evolución de la frecuencia ante una perturbación severa. La falla simulada es la desconexión doble de las líneas que vinculan la ET Henderson con la ET Ezeiza pertenecientes al corredor norte, perdiéndose 1800MW de transferencia de potencia activa (ver Fig. (2)). Se introduce la falla después de transcurrido un segundo de simulación. La Figura (7) muestra la evolución de la frecuencia en dos puntos del SADI: en un punto de la región Comahue y en otro perteneciente a la región de GBA. En la región exportadora se produce un incremento en el valor de frecuencia debido al exceso de generación presente luego de la perturbación. Este progresivo aumento se interrumpe con la actuación de la DAG cuando se alcanza el valor máximo de 50.1Hz, llevando al sistema a un punto de operación estable. La Figura (8) muestra la evolución de la frecuencia durante los 60 segundos de simulación. Frecuencia [Hz][Hz] Frecuencia 50.1Hz 50.1 ETPiedra Piedra del Águila E.T. del Águila (Área Comahue) (Área Comahue) E.T. ET Ezeiza Ezeiza (Gran Buenos Aires) (Área GBA) 3 seg Figura 7. Frecuencia en la región de exportación y consumo ante desconexión doble de líneas. Frecuencia [Hz] 50 Hz 49.8 Hz Figura 8. Frecuencia ante desconexión doble de líneas durante 60 segundos de simulación. La evolución de la potencia activa por los vínculos de los dos corredores que unen Comahue con GBA para la misma falla se muestra en la Fig. (9). Los flujos de potencia de las líneas mostradas convergen paralelamente a la ET Ezeiza, ubicada en GBA. Con trazo rojo se representa la potencia activa por la línea Henderson-Ezeiza circuito “A” del corredor norte (ver Fig. (2)). Esta es una de las líneas desconectadas en éste caso de simulación. El flujo de potencia activa por la línea paralela correspondiente al corredor sur, línea Abasto-Ezeiza circuito “A”, se representa con trazo negro. La potencia activa que se transmite por los vínculos del corredor norte en el estado estacionario anterior a la falla es de 900MW, y por las líneas del corredor sur vale aproximadamente 470MW. Después de un periodo transitorio, la transferencia de potencia activa alcanza el valor de 740MW por las líneas del corredor sur. Como parte de las pruebas realizadas al modelo, se corroboró también la adecuada desconexión de generadores en la región NOA ante ocurrencia de falla con alto volumen de desconexión en Comahue. Potencia Activa [MW] 900MW (Henderson-Ezeiza “A”) 740MW 470MW (Abasto-Ezeiza “A”) Figura 9. Flujo de potencia activa por líneas del vínculo Comahue-GBA. Además se verificaron las tensiones en los distintos nodos que tienen asociados recursos postfalla. Se observó el funcionamiento de los mismos chequeando la apropiada activación/desactivación de componentes y niveles de tensión adecuados. 5. Implementación del modelo en los futuros desarrollos de la DAG. Con vista de proponer nuevos desarrollos para el sistema DAG y realizar investigaciones relacionadas con la disminución de costos del sistema, se implementaron otras dos formas de elegir las máquinas a desconectar en la región Comahue. Una de las propuestas planteadas en el modelo desarrollado consiste en desconectar la mínima cantidad de generadores. A través de un proceso combinatorio se minimiza la cantidad de generadores a desconectar, cuya producción totaliza el volumen de potencia activa necesario para la magnitud de la falla. La ventaja económica resultante sería evidente si el objetivo se cumple con el correcto estudio de ésta propuesta, sobre todo en lo referente a las magnitudes de las variables eléctricas después de la desconexión de generadores (frecuencia, tensión, etc.). El estudio de la propuesta se debe enfocar también en el análisis económico de los costos de arranque y debe responder la pregunta si la mínima cantidad de generadores desconectados implica el mínimo costo para el sistema. La otra forma de desconexión de generadores implementada en el modelo se basa en la desconexión por medio de una lista de prioridad que el mismo modelo confecciona. Esta tarea la realiza calculando un factor de prioridad denominado “Factor de desconexión” (FDAG). Este indica las condiciones en las que se encuentran las máquinas individualmente con respecto a la posible desconexión. Las condiciones se evalúan según la cantidad de potencia activa y reactiva que genera la máquina, pudiéndose incluir información extra que se suministre respecto a prioridades relativas entre máquinas. Una forma de calcular FDAG es la mostrada en la Eq. (1). Pg pu ⋅ fp ⋅ 1 (1) FDAG = 1 + Qg pu 8 Donde: Pg Potencia activa que entrega el generador en por unidad; Qg potencia reactiva que suministra el generador a la red en por unidad; fp factor de prioridad suministrado por el usuario (adimensional). La base usada para los valores de potencia activa y reactiva que entrega el generador es la potencia nominal de la máquina. Se toma el valor absoluto de Qg para evitar valores de FDAG infinitos. El factor de prioridad es un valor entero entre 0 y 8 que se suministra para establecer prioridades relativas entre máquinas. Como valor máximo de prioridad fp vale 8. Se definen nueve valores posibles de fp para que cada tipo de central tenga un valor asociado. Por ejemplo a una máquina de una central del tipo térmico nuclear se le asocia el valor fp=0 (no se desconecta nunca por DAG); mientras que a las máquinas de una central hidráulica controlable se le asigna el valor fp=8 (se puede desconectar con alta prioridad). Con distintos criterios se puede modificar el factor fp en máquinas del mismo tipo. El factor FDAG definido en la Eq. (1) valora la potencia reactiva entregada por los generadores. Después del cálculo del factor se ordena la lista en forma decreciente según el mismo y se desconectan las máquinas con factores más elevados. La fórmula de cálculo del factor de desconexión se puede modificar, variando el concepto de desconexión de generadores según las condiciones que se consideren apropiadas, sin alterar los algoritmos de operación del modelo. Se dispone entonces de un modelo flexible que se adapta tanto a cambios impuestos al sistema real a través de la modificación de la lista de prioridad, como al planteo de nuevas pautas de desconexión por medio del factor FDAG. Las alternativas propuestas se enfocan en la elección de generadores a desconectar para minimizar la cantidad de máquinas que se sacan de servicio y con ello disminuir los costos del sistema. No es el único enfoque que permite resolver éste problema, ya que existen otras formas de desconectar generadores que se basan en estudios online de la estabilidad transitoria (Karady, Gu, 2002) y logran ahorros en la desconexión de máquinas ante fallas severas. El modelo desarrollado permite estudiar en el futuro otras alternativas de desconexión reduciendo significativamente el esfuerzo de modelación. En este marco puede hacerse extensivo el estudio a otros sistemas DAG del SADI o a sistemas interconectados de diferentes países. 6. Conclusiones. Se desarrolló en este trabajo un modelo capaz de emular el comportamiento del sistema de desconexión automática de generación aplicado al Sistema Argentino de Interconexión, incluyéndose en la librería de modelos de usuario del programa de simulación dinámica PSS/E. Se simularon fallas en el sistema de transmisión que tienen asociadas la desconexión de tramos de líneas del sistema de 500kV. El modelo cumple con los requisitos exigidos al sistema real de DAG implementado en el Sistema Argentino de Interconexión y puede utilizarse para diversos estudios de funcionamiento dinámico del SADI o aplicarse a otros sistemas interconectados que lo requieran. Se dispone de un modelo automático que evita complicaciones en la programación y que incluye acciones postfalla del sistema real. Los parámetros que rigen la desconexión de generación se pueden modificar fácilmente y el modelo se adapta, como la DAG real, a cada estado de operación del sistema. La utilización del modelo permite la redefinición de los parámetros de ajuste del sistema de desconexión automática de generación real para nuevos estados de operación del sistema eléctrico, por ejemplo la inclusión de contratos de exportación de energía a países vecinos; ingreso de nueva generación; la incorporación de nuevo equipamiento para la transmisión de energía eléctrica; etc. 7. Referencias. Sinagra,V., 2003, “Alivio de Carga por Subfrecuencia en el Sistema Argentino de Interconexión”. Proceedings del Décimo Encuentro Regional Latinoamericano de la Cigré. Eternod, L., Jarquin A., Mora, E., Godoy, E., 2002, “Reliability Analysis for a Generation Shedding Scheme on the CFE Main Transmission Network”. Proceeding of 29th Annual Western Protective Relay Conference. Washington. Karady, G., Gu, J., 2002, “A Hybrid Method for Generator Tripping”. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 17, No. 4. Pag. 1102 a 1107. Transener S.A., 1999, “Guía de Referencia del Sistema de Transporte en Alta Tensión. Años 2000-2007”. Anexo 2, Sección 1: Control de Emergencia. Transener S.A., 1999, “DAG: Manual de los PLC de Estación”. Año 1999. Power Technologies, Inc, 1998, “PSS/E-26.2 Program Application Guide”. 8. Nota de Copyright. Los autores son los únicos responsables por el material impreso en ésta publicación. Title: DEVELOPMENT OF AN AUTOMATIC GENERATION-SHEDDING MODEL FOR ELECTRIC POWER SYSTEMS. Abstract. This paper shows the development and implementation of a computational model which emulates the automatic generation shedding (AGS) in electric power systems. The model was developed for PSS/E and is used to study dynamic behavior of interconnected supply system. Up to now the performance of the AGS was only included as manual indications of isolated actions, so that the modelling was inefficient, especially when many simulations are required. The model was developed for the Interconnected Argentinean System (SADI) with lighted rules, so that application to other system could be adapted. The tests and results obtained with the model are analyzed and shown. Possible implementations of the model in several studies are discussed. Using the model in redefinition of the adjustment parameters of the real AGS system is also considered. Keywords. Dynamic stability, dynamic simulation model, automatic generation shedding.
