MODO DE OSCILACIONES INTERREAS

Los sistemas elctricos de Potencia (SEP) son sistemas complejos, no lineales y en el cual se presentan oscilaciones, las cuales no pueden ser eliminadas del comportamiento dinmico del SEP, para enfrentar esta problemtica se llevan a cabo tcnicas para amortiguar las oscilaciones ubicndolas en valores que no representen problemas ms severos en el comportamiento y para los diferentes equipos conectados a la red.

Por esta razn el detectar las oscilaciones mal amortiguadas toma una especial vala ya que el determinar la naturaleza de las oscilaciones nos permitir encontrar las soluciones disponibles para el problema planteado, con este propsito se utilizan diversas tcnicas de anlisis modal para determinar los valores propios que dan origen a estas oscilaciones mal amortiguadas.

Modos de oscilacin en baja frecuencia

Para identificar el tipo de oscilacin que est ocurriendo en el sistema la mejor indicacin es la frecuencia de oscilacin. Entonces es importante clasificar los modos existentes en los sistemas de potencia para identificar el tipo de problemtica a la cual se est enfrentando el sistema de potencia. En lo que se refiere a oscilaciones de baja frecuencia los SEPs han experimentado problemas con los siguientes tipos de oscilaciones de frecuencia.

Oscilaciones de modo local. Oscilaciones de modo interrea. Oscilaciones de modo de control.

Oscilaciones de modo interrea

Las oscilaciones interrea estn asociadas con mquinas en una parte del sistema oscilando con mquinas otra parte. Estas oscilaciones son causadas por dos o ms grupos de mquinas fuertemente acoplados, interconectados con lneas dbiles. Las frecuencias con las cuales se identifica a este modo de oscilacin van de 0.1 a 0.7 Hz. Los grandes sistemas interconectados existentes presentan dos formas distintas de modo interrea:

1. Modos de frecuencia muy bajos, los cuales involucran a todos los generadores del sistema. El sistema es bsicamente dividido en dos partes, con los generadores de una parte oscilando en contra de las mquinas de la otra parte. El rango de frecuencia en el que se encuentra este tipo de oscilaciones de modo interrea es de 0.1 a 0.3 Hz [10].

2. Oscilaciones de modo interrea con una frecuencia un poco mayor a las anteriores, las cuales involucran subgrupos de generados oscilando en contra de los otros. La frecuencia de estas oscilaciones esta tpicamente en el rango de 0.4 a 0.7 Hz [10].

Las caractersticas de los modos interrea de oscilacin son muy complejas y tienen algunas diferencias significativas con el modo local, las caractersticas de la carga, en particular, tienen mayor influencia en la estabilidad de los modos interrea. La manera en como los sistemas de excitacin afectan a los modos de oscilacin interrea depende del tipo y la localizacin de los excitadores, y las caractersticas de la carga.Los gobernadores de velocidad por lo regular no tienen un efecto significativo en las oscilaciones interrea. Sin embargo, si los gobernadores no son sintonizados adecuadamente, pueden provocar una ligera prdida de amortiguamiento. Debido a que estas oscilaciones involucran muchas mquinas, un amortiguamiento exitoso de tales modos quizs requiera la aplicacin de PSSs en los sistemas de excitacin de un gran nmero de mquinas [10].

Otros medios para lograr una estabilizacin efectiva de este tipo de oscilaciones incluyen la modulacin de los controles de un enlace de corriente directa en alta tensin (HVDC en ingls) y los controles de un Compensador Esttico de Vars (CEV) [10].

El anlisis de este tipo de oscilaciones requiere por lo tanto de una representacin detallada del SEP entero. En particular el modelado de los sistemas de excitacin y de las cargas debe ser lo ms detallado posible.CASOS1. CASO EN PEREstas oscilaciones involucran a un grupo de mquinas en un rea, las cuales tienen un comportamiento coherente entre ellas y que oscilan en oposicin frente a un grupo de generadores en otra rea del sistema.

Estas reas estn interconectadas por una lnea de transmisin que constituye un enlace dbil. Estas oscilaciones se encuentran entre 0,1 y 0,7 Hz [1]. El problema de la estabilidad electromecnica interrea no se presenta normalmente, pero se evidencia en condiciones particulares de la red, que pueden ocurrir luego de maniobras normales [2], [3].

A las 18:10:30 h del 25 de julio de 2002, en el SEIN, al priorizarse el despacho de generacin a mnimo costo se excedi levemente los lmites de estabilidad permanente de la Chimbote- Paramonga, activndose un modo de oscilacin del tipo interrea con amortiguamiento negativo, que provoc una secuela de desconexiones [4]. Las pruebas en la S.E. de Chimbote 1 del SEIN [5], para medir la potencia activa transmitida hacia la subestacin Paramonga Nueva (Figura 2) pusieron en evidencia el modo de oscilacin electromecnico interrea (0.65 Hz), que no resultaba problemtico hasta un valor mximo de potencia transportada de 170 MW. Para valores superiores, tal oscilacin resultaba evidente y persistente en la tensin y en la potencia reactiva; por ello, considerando el carcter de la carga de la planta SiderPer, se ha recomendado que la transferencia de Norte a Centro en esta lnea no supere 135 MW.

2. CASO 2 PEREn las centrales del Sudeste San Gabn II y Machupicchu se han detectado oscilaciones de potencia elctrica poco amortiguadas, sostenidas y hasta divergentes, que han resultado en la prdida de sincronismo del rea, y/o la apertura de algunas lneas de transmisin con el desmembramiento subsiguiente del rea. Los eventos con prdida de sincronismo observados ocasionan una gran excursin de la frecuencia con oscilaciones superpuestas de alta frecuencia.Es evidente que el deterioro de la calidad de servicio y las prdidas en la produccin de energa elctrica demandan una solucin al problema.Los responsables del rea han vinculado estas oscilaciones con eventos que ocasionan la prdida de las lneas L-1008 (Tintaya Callalli) L-1011 (Azngaro Juliaca), por lo cual en una primera etapa las soluciones se circunscriben a los eventos crebles capaces de ocasionar la salida de servicio de alguna de estas lneas.A raz de este primer diagnstico, se ha privilegiado una solucin con mediciones locales en San Gabn II y Machupicchu para dar lugar a un automatismo ms simple, confiable y conveniente al menos desde el punto de vista de las inversiones iniciales.

Complementario a los resultados del estudio, se determinaron soluciones adicionales no comprendidas en el alcance original, pero que se recomienda contemplar en vista a que sus atributos permitiran extender la cobertura de este esquema alcanzando la mxima explotacin de las centrales.Cliente: COES-SINACObjeto: Informe Final del estudio de Rechazo de Generacin en las Centrales de S. Gabn y Machupicchu, ante desconexin de las lneas 1008 o1011Orden: COES-SINCAC/D 133 20033. CASO EN EUROPA

En el Sistema Elctrico Peninsular Espaol concurren dos caractersticas que lo diferencian de otros sistemas elctricos. La primera es su elevada capacidad de generacin elica, que coloca a Espaa en el tercer puesto mundial por potencia elica instalada. La segunda es la reducida capacidad de su interconexin con el resto del sistema de la UCTE1, con el que opera en sincronismo, a travs de la frontera con Francia.

La debilidad de la interconexin con Francia provoca varias consecuencias negativas. Una de ellas es que un flujo elevado, incluso durante un tiempo breve, puede provocar la actuacin de protecciones en las lneas de enlace que desconectan al Sistema Elctrico Peninsular y lo aslan del resto del sistema de la UCTE.

Esta situacin, unida a las protecciones existentes en la interconexin con Francia que desconectan las lneas de enlace cuando se producen oscilaciones de potencia por encima de un determinado valor y duracin, convierte a las oscilaciones entre reas en un fenmeno clave de la estabilidad del Sistema Peninsular. Es, por tanto, muy deseable reducir y amortiguar dichas oscilaciones, y lo seguir siendo incluso despus del refuerzo de la interconexin con Francia proyectada para un futuro prximo a travs de Gerona.

Las oscilaciones entre reas son tambin objeto de especial atencin en otras conexiones, por ejemplo entre Inglaterra y Escocia, entre Espaa y el Magreb, o en el seno del sistema de la UCTE [4]. En algunas de estas zonas existe tambin una importante capacidad de produccin elica o previsiones de instalacin. En el caso del Sistema Peninsular, la produccin elica instalada en los ltimos anos ofrece un campo de investigacin tanto para conocer su efecto actual sobre las oscilaciones entre reas como para explorar tcnicas de amortiguacin de oscilaciones mediante los propios parques elicos.

CONCLUSIONES

De los resultados obtenidos en el desarrollo del estudio se puede concluir que: El automatismo de control local en las centrales propuesto en este estudio permite proteger al sistema elctrico del Sudeste, de las oscilaciones sostenidas o divergentes que conducen a la prdida de sincronismo del rea, provocadas por la salida de servicio por falla de las lneas Tintaya Callalli (L 1008) Azngaro Juliaca (L-1011).

Los requerimientos para la deteccin de las oscilaciones interreas y la aplicacin exitosa de las acciones correctivas, condiciona la mxima produccin de las centrales al 75 % de su valor durante la mayor parte del tiempo, o hasta valores prximos al 80 % para la banda horaria de mxima demanda. Los lmites de produccin conjunta entre las dos centrales dependen de la produccin relativa entre ellas.

El automatismo requiere un tiempo de 10 s para detectar las oscilaciones interreas, y su accin correctiva se traduce en la reduccin de potencia sobre las 2 unidades de San Gabn II hasta el 40 % del mximo. La reduccin en Machupicchu no es relevante para los lmites mximos de produccin determinados. La reduccin de potencia debe aplicarse en un tiempo igual o menor al correspondiente a una velocidad de cierre del distribuidor del 100 al 0 % en 5 s. Es altamente recomendable que este tiempo sea el mnimo posible para aumentar la eficacia del control.

Esta proteccin tambin permite dar cobertura para las fallas en las dos lneas adyacentes a la central San Gabn II (L-1010 y L-1013), y en las dos lneas adyacentes a la central Machupicchu (L-1001 y L-1002). Los requerimientos de estabilidad transitoria debidos a estas fallas son satisfechos dejando en servicio una unidad en San Gabn II y una en Machupicchu despus de las fallas respectivas.

Los problemas de las oscilaciones interareas no son responsabilidad de un usuario particular, resultan de un problema compartido de acoplamientos electromecnicos en todo el sistema debido a las caractersticas electromecnicas propias de los equipos, como de los vnculos que los interconectan. Desde esta ptica, es posible plantear como razonable que las inversiones necesarias en el sistema para mejorar el amortiguamiento de tales oscilaciones, deban concebirse como compartidas por todo el SEIN.