Deslastre Automatico De Cargas Por Baja Frecuencia

'(6/$675($8720È7,&2'(&$5*$6 325%$-$)5(&8(1&,$

3RZHU(QFRXQWHU

KWWSSRZHUHQFRXQWHUEORJVSRWFRP

,QGLFH

,1',&(

,1752'8&&,21  1.1 PERDIDA DEL EQUILIBRIO DE POTENCIAS .................................. 1 1.2 DESLASTRE DE CARGAS ................................................................... 1 1.3 SOBRECARGAS .................................................................................... 2 1.4 EJEMPLOS EN PEQUEÑOS SISTEMAS ............................................. 2 &$5$&7(5,67,&$6*(1(5$/(6'()5(&8(1&,$'(81

6,67(0$   2.1 VALOR FINAL DE LA FRECUENCIA ................................................ 4 2.2 NATURALEZA OSCILATORIA DE LA VARIACION DE FRECUENCIA............................................................................................... 5 $352;,0$&,21(60$7(0$7,&$6'(/$9$5,$&,21'(

)5(&8(1&,$   3.1 PAR GENERADOR Y DE CARGA CONSTANTES............................ 7 3.2 PAR GENERADOR Y DE CARGA VARIABLES CON LA FRECUENCIA............................................................................................. 11

(/(0(172648(,1)/8<(1(1/$&$5$&7(5,67,&$'(

)5(&8(1&,$   4.1 RELES DE POTENCIA ........................................................................ 15

3/$1'('(6/$675('(&$5*$6   5.1 DETECCION DE LA PENDIENTE DE CAIDA DE LA FRECUENCIA20 5.2 DISEÑO DE UN PLAN DE DESLASTRE DE CARGAS................... 21 5.3 OPTIMIZACION DEL DISEÑO .......................................................... 25 5.4. PROCEDIMIENTO EJEMPLO ........................................................... 26 62%5()5(&8(1&,$'(%,'$$/'(6/$675((;&(6,92 

Indice

5(326,&,21'(/6(59,&,2  7.1 ESTADOS DEL SISTEMA................................................................... 33 7.2 PLAN DE REPOSICION DEL SERVICIO.......................................... 34 7.3 FASES DE LA REPOSICION DEL SERVICIO .................................. 35 7.4 INFLUENCIA DE LOS SISTEMAS DE GENERACION................... 36 &$5$&7(5,67,&$6'(/266,67(0$6'(327(1&,$(1/$

5(326,&,21  8.1 EQUILIBRIO GENERACION-CARGA .............................................. 37 8.2 SISTEMA DE CONTROL .................................................................... 37 8.3 EQUILIBRIO DE POTENCIA REACTIVA ........................................ 38 8.4 TIPOS DE REPOSICION DE SERVICIO............................................ 39 8.5 PROBLEMAS EN LA REPOSICION DEL SERVICIO..................... 40 %,%/,2*5$),$  

6REUHIUHFXHQFLDGHELGDDOGHVODVWUHH[FHVLYR

1

,1752'8&&,21 Las desviaciones de frecuencia son pequeñas en los grandes sistemas conectados, al maximizarse la fiabilidad en el diseño en la industria eléctrica para ofrecer un buen servicio. No obstante, se presentan condiciones de operación indeseables, como faltas, sobrecargas, paradas forzosas u otro tipo de perturbaciones que pueden provocar que una zona se desconecte del resto del sistema, quedando con una capacidad de generación insuficiente. En estos casos, puede justificarse la desconexión de cargas para preservar el servicio de la mayoría de los clientes. 3(5','$'(/(48,/,%5,2'(327(1&,$6

En la operación normal de un sistema de potencia se cumple en régimen permanente la ecuación de equilibrio: Σ 3JHQHUDGD

Σ 3F DUJ D  Σ 3SpUGLGDV 

()

Si el equilibrio se rompe la frecuencia del sistema cambiará, bajando si fuese por un exceso de demanda en un intento de arrastrar toda la carga, con una disminución de la velocidad de las turbinas y de los generadores y una caída de la tensión, despreciando el efecto de los reguladores. Estos tenderían a aumentar la potencia en el eje de la turbina, pero se ve limitado al 10% de incremento por el sistema de control de la caldera y el deterioro de la calidad del vapor. Si hay un exceso de generación aparecen sobrevelocidades, los reguladores de velocidad reducen la potencia en la turbina bajando la frecuencia, y así se resuelve el desequilibrio al disminuir con la frecuencia la carga. Esta situación puede llegar al cierre de válvulas y desacoplamiento de grupo. '(6/$675('(&$5*$6

En un sistema de carga resistiva, la caída de tensión reducirá la carga; mientras que si la carga está compuesta por motores contribuirán a esta bajada tanto la reducción de tensión como de frecuencia. Esta corrección puede restaurar el equilibrio de potencias, pero no a la frecuencia original. El funcionamiento no es aceptable a tensión y frecuencia bajas, flujos máximos de vapor en la turbina fuera de su punto de trabajo, y esfuerzos térmicos en líneas y transformadores. El problema inmediato es llegar a un equilibrio antes de que la frecuencia descendente afecte al comportamiento del resto del sistema

'HVODVWUHGHFDUJDV

6REUHIUHFXHQFLDGHELGDDOGHVODVWUHH[FHVLYR

2

productivo, se tienen dos alternativas : aumentar la generación, o deslastrar automáticamente carga por baja frecuencia. La primera solución no puede conseguirse lo suficientemente rápido para evitar la mayor caída de la frecuencia del sistema, o puede no haber adecuadas capacidades de generación y de transporte (margen de reserva rodante suficiente). El deslastre automático de carga es un método rápido y eficaz para restaurar el equilibrio generación-carga, mediante la utilización de relés de baja frecuencia. 62%5(&$5*$6

La pérdida de una generación importante o de una línea importante de interconexión, generalmente por cortocircuito lleva a un exceso de carga. El tarado de los relés de mínima frecuencia deben deslastrar el mínimo de carga de forma rápida y automática. (-(03/26(13(48(f266,67(0$6

Grandes complejos industriales disponen de generación local por cogeneración, dependiendo además del suministro de la compañía eléctrica a través de una línea de interconexión. La figura 1 ilustra un ejemplo de esta situación. Al cerrarse el interruptor T de la línea de conexión con la compañía, se sobrecarga la red y lleva a una caída de la frecuencia. Normalmente en la planta industrial se dispone de relés de frecuencia para separar la carga no esencial al proceso productivo, por ejemplo 1 y 2, considerando la carga 3 indispensable. Existen aplicaciones en las que se combina el uso de relés direccionales de potencia con relés de frecuencia, como en el caso de interconexión entre compañías unidas por línea compraventa de energía en función de las disponibilidades en cada momento de cada una de ellas. Según se ilustra en la figura 2, la compañía A suministra energía normalmente a la B, por tener ésta un exceso de carga sobre su generación disponible, y por los acuerdos negociados se establecen los métodos de explotación en condiciones de emergencia. Si el flujo de potencia P alcanzase un valor que hiciera peligrar el suministro de A, o bien el relé de frecuencia de la compañía B detectarse una caída de la misma abriría los interruptores 1 ó 2 para que desaparezca la sobrecarga, o bien dispararía el interruptor T activado por el relé direccional de potencia.

'HVODVWUHGHFDUJDV

6REUHIUHFXHQFLDGHELGDDOGHVODVWUHH[FHVLYR

3

)LJXUD ,QGXVWULDFRQFRJHQHUDFLyQOtQHDGHFRQH[LyQDODUHG

)LJXUD ,QWHUFRQH[LyQFRQUHOpGLUHFFLRQDOGHSRWHQFLD 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVJHQHUDOHVGHIUHFXHQFLDGHXQVLVWHPD

4

&$5$&7(5,67,&$6*(1(5$/(6'()5(&8(1&,$'( 816,67(0$ La disminución de frecuencia del sistema por la pérdida repentina de generación, no se realiza nunca de forma brusca sino progresiva con una cierta pendiente, al no existir discontinuidad en la característica de frecuencia. La pendiente inicial de caída de la frecuencia depende únicamente del valor de la sobrecarga y de la inercia del sistema, se calcula: 5=

S/( I  − I )

 I  + −   I 



()

Donde :

5: pendiente de la variación de frecuencia S: factor de potencia estimado /: sobrecarga en p.u. =

FDUJD  JHQHUDFLyQ JHQHUDFLyQ

()

I: frecuencia inicial en el intervalo I: frecuencia final en el intervalo

+: constante de inercia del sistema =



+
09$
∑
 =

9$/25),1$/'(/$)5(&8(1&,$



09$
∑


()

=

A medida que baja la frecuencia, aumenta el par generador (o motor) y baja el par de carga (o eléctrico), por lo tanto en total se tiene una reducción en el índice de bajada de la frecuencia. Si se supone que no actúan los reguladores de velocidad, la frecuencia del sistema se fijará en un valor por debajo del nominal, sin embargo este valor puede ser superior si consideramos la actuación de los reguladores, y si el resto de los generadores tiene alguna capacidad de reserva. No se considerará la acción de los reguladores de velocidad de las turbinas, ya que su capacidad para aumentar la potencia generada varia de unos a otros sistemas, según la reserva rodante, la sensibilidad del control y las constantes de tiempo del sistema. 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVJHQHUDOHVGHIUHFXHQFLDGHXQVLVWHPD

5

1$785$/(=$26&,/$725,$'(/$9$5,$&,Ï1'( )5(&8(1&,$ La naturaleza oscilatoria de la frecuencia del sistema se debe a la interacción de los generadores interconectados. Por ejemplo, en la figura 3 se ven las variaciones de frecuencia de tres nudos por la pérdida del 5% de generación. Sobre los 3 segundos el sistema quedó aislado del resto de la red disminuyendo la frecuencia, antes no se muestra la variación de la frecuencia al ser despreciable. En este caso el sistema se recupera de la pérdida de generación y la frecuencia queda fijada en 59.5 Hz (frecuencia nominal de 60 Hz).

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GHO VLVWHPD GHVSXpV GH SHUGHUXQGHODJHQHUDFLyQ En la figura 4 se representa la pérdida del 15% de la generación. La frecuencia baja rápidamente hasta producirse el deslastre de carga del 67% de la perdida en generación a los 2 segundos. Con esta medida se evitó una mayor disminución de la frecuencia, pero sin llevarla a su valor nominal. En un sistema de tamaño considerable para la determinación analítica de las oscilaciones de frecuencia, hay que recurrir a complejos programas de estabilidad. Sin embargo, la variación media de la frecuencia para distintos valores de pérdida de generación, se puede predecir y determinar con suficiente precisión.

'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVJHQHUDOHVGHIUHFXHQFLDGHXQVLVWHPD

6

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GH XQ VLVWHPD GHVSXpV GHSHUGHUXQGHJHQHUDFLyQ

'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

7

$352;,0$&,21(60$7(0$7,&$6'(/$9$5,$&,21'( )5(&8(1&,$ 3$5*(1(5$'25<'(&$5*$&2167$17(6 Ecuaciones básicas La relación que define la variación de la frecuencia con el tiempo se deduce a partir de la ecuación del movimiento de una máquina rotativa: + G δ ⋅ π I  GW 

7D = 7J − 7O =

()

Donde :

7D: par neto acelerador en p.u.

7J: par neto mecánico o generador en p.u 7O: par eléctrico o de carga en p.u. I: frecuencia base

+: constante de inercia del sistema

G: ángulo eléctrico de desplazamiento La velocidad de la máquina viene dada por: Gδ + Z = πI GW

()

Donde :

I : frecuencia real

Z:velocidad síncrona Derivando () respecto del tiempo obtenemos: 

G δ GI  = π GW GW

()

Y sustituyendo la ecuación () en (), obtenemos la expresión de la variación de la frecuencia con el tiempo: GI I = 7 GW +

()

9DULDFLyQOLQHDOGHODIUHFXHQFLD Al producirse una repentina pérdida de generación en el sistema que no compensada con la disminución de carga, el par neto Ta es negativo (decelerador). Asumiendo que los pares generador Tg y de carga Tl permanecen 'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

8

constantes durante la perturbación, la variación de la frecuencia con el tiempo 7 I sigue una recta de pendiente: D  . + En la figura 5 se ve la variación de la frecuencia para una constante de inercia del sistema de H = 5 s, y con una sobrecarga según: VREUHFDUJD () =

FDUJD  UHVWRGHJHQHUDFLyQ ⋅  UHVWRGHJHQHUDFLyQ

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFDWLHPSRIUHFXHQFLDHQXQVLVWHPDFRQYDULRV JUDGRV GH VREUHFDUJD SDUHV JHQHUDGRU \ GH FDUJD FRQVWDQWHV El efecto de variar la constante de inercia del sistema se refleja en la figura 6 para dos niveles de sobrecarga distintos. A mayor valor de la constante de inercia H, menor es el índice de variación de la frecuencia. La característica 'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

9

de recuperación de la frecuencia después del deslastre de carga, también se puede obtener de la ecuación (). Por ejemplo, si se deslastra una cantidad de carga igual a la sobrecarga, el par neto Ta es cero, y la frecuencia permanece constante en el valor anterior a que se separase la carga. Si la cantidad de carga deslastrada fuera mayor que la sobrecarga, la frecuencia crecería de forma constante, y en el caso de que fuera menor continuaría bajando, pero a un índice menor. Los distintos casos se muestran en la figura 7. Si el deslastre se efectúa en pasos sucesivos, la variación de la frecuencia es como aparece en el caso de la figura 8.

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFDWLHPSRIUHFXHQFLDHQXQVLVWHPDHIHFWRGH YDULDU OD FRQVWDQWH GH LQHUFLD GHO VLVWHPD SDUHV JHQHUDGRU\GHFDUJDFRQVWDQWHV

'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

10

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFDWLHPSRIUHFXHQFLDGHXQVLVWHPDHIHFWRGH GHVODVWUDUGLVWLQWDVFDQWLGDGHVGHFDUJD

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFDWLHPSRIUHFXHQFLDGHXQVLVWHPDHIHFWRGH GHVODVWUDUFDUJDHQSDVRVVXFHVLYRV Por lo tanto, la aproximación de suponer el par generador y el par de carga constantes, proporciona un método para determinar la variación de la frecuencia aproximado y simple con unos resultados pesimistas, ya que es mayor la caída de frecuencia y peor su recuperación al deslastrar carga, que las que ocurren realmente. 'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

11

3$5*(1(5$'25<'(&$5*$9$5,$%/(6&21/$ )5(&8(1&,$ 3DUGHFDUJDHQIXQFLyQGHODIUHFXHQFLD

En la ecuación () de variación de la frecuencia con el tiempo, el par acelerador Ta es igual a la diferencia entre el par generador y el de carga, Tg - Tl. Hasta ahora se ha supuesto que ambos pares permanecían constantes durante la perturbación, pero en realidad dependen de la frecuencia. El par eléctrico o de carga depende directamente de la frecuencia elevado a una constante, comprendida entre 1 y 2 generalmente. 3O .I ' 7O = = = .I I I 

 ' −

()

Donde :

3O: potencia de carga en p.u.

'O: constante dependiente del tipo de carga Para pequeñas variaciones de frecuencia: ∆7 = 7

G7 ∆I = .' −  I GI

' − 

∆I

()

7   ∆7

(

y sustituyendo () y ( en () obtenemos : 7O = .I

 ' −

+ .  'O −  I

 ' −

∆I = .I

 ' − 

  + ∆I 

('O − ) I

  ()

y (3.2.1) en (3.2.3)): 7O = 7O ( + ('O − ) I )

()

Donde : Tl0: par inicial en p.u. Tl : par en p.u. después de un cambio en f' f’ =

∆I : variación unitaria de frecuencia I

'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

12

3DUPRWRUHQIXQFLyQGHODIUHFXHQFLD El par motor depende inversamente de la frecuencia con la primera potencia: 7J =

. = .I I

−

()

Siguiendo el mismo procedimiento de antes para pequeñas variaciones de frecuencia, se obtiene: 7 = 7 ( − I )

9DULDFLyQGHODIUHFXHQFLDFRQHOWLHPSR

()

El efecto total de la variación de la frecuencia con el tiempo, sustituyendo () y () en (): GI

= 7 = 7 − 7  = GW = 7    − I − 7   [ + ('  − ) I ]

+ ⋅

(

= 7  − 7   − [7  + 7   ('  − )] I

También puede expresarse: + ⋅

GI

+ 'WI = 7J  − 7  = 7D  GW

(

con

'W = 7J  + (' − )7 

La solución de la ecuación diferencial () es: 7 I ′ = D 'W

− '    − H  + 

  

( Se ha supuesto que la caída de frecuencia empieza en su valor nominal, pero si fuese otro el punto inicial (después de deslastrar parte de carga) se emplearía la misma expresión. En este caso, el par acelerador debe de calcularse a partir de las ecuaciones que relacionan los pares generador y de carga con la frecuencia.

'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

13

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GH XQ VLVWHPD FRQ GLVWLQWRVJUDGRVGHJUDGRGHVREUHFDUJD La función exponencial de la frecuencia se representa en la figura 9, considerando los pares dependientes de la frecuencia, para distintos valores de sobrecarga, con: T1 = K f1.5. El índice de descenso de la frecuencia disminuye al aumentar el par generador y disminuir la carga, fijándose la frecuencia en un valor menor del nominal. Cuando se deslastra carga la recuperación de la frecuencia también sigue una característica exponencial como se muestra en la figura 10. Si la carga deslastrada es igual al valor de la sobrecarga, la frecuencia alcanzará su valor nominal, influyendo solamente en aumentar la rapidez cuanto mayor sea la constante de inercia. Esto se debe a que el par generador aumenta más rápido que disminuye el par de carga, por lo tanto la frecuencia a la que se deslastra la carga es menor que la nominal, y la sobrecarga es inferior que a frecuencia nominal. 'HVODVWUHGHFDUJDV

$SUR[LPDFLRQHVPDWHPiWLFDVGHODYDULDFLyQGHIUHFXHQFLD

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)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GH XQ VLVWHPD SDUHV JHQHUDGRU\GHFDUJDYDUtDQFRQODIUHFXHQFLD

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GH XQ VLVWHPD SDUHV JHQHUDGRU\GHFDUJDYDUtDQFRQODIUHFXHQFLD Si se deslastra carga en escalones, la característica de la frecuencia sigue la figura 11. En la cual, la sobrecarga era del 20% y se deslastró en dos pasos del 10% cada uno. 'HVODVWUHGHFDUJDV

(OHPHQWRVTXHLQIOX\HQHQODFDUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLD

15

(/(0(172648(,1)/8<(1(1/$&$5$&7(5,67,&$'( )5(&8(1&,$ Sería necesario un programa de estabilidad para un estudio más realista de las oscilaciones de frecuencia, sin aproximaciones matemáticas. Estos programas tienen en cuenta un modelo preciso de los generadores, incluso subtransitorio, y de los reguladores de velocidad, así como la bajada de tensión por la caída de frecuencia. Se consideran los relés de distancia y la saturación de los transformadores antes de actuar los relés de baja frecuencia, causada por el aumento del flujo de reactiva, además de otros relés de protección.

5(/(6'(327(1&,$

Miden y detectan las variaciones de frecuencia, para una vez llegado el caso, llevar a cabo el deslastre automático de cargas. Para el deslastre de cargas se pueden clasificar en dos tipos principales, el relé estático SFF y el relé electromecánico de tipo CFF. 5HOpHVWiWLFRGHOWLSR6))

Este relé estático de mínima frecuencia funciona de forma digital, y básicamente consiste en un oscilador controlado por un cristal de cuarzo suministrador de pulsos de 2 MHz a un contador binario. Por medio de un circuito lógico, el contador enumera los pulsos de 2 MHz que hay en un período y determina la frecuencia. Al fijar una frecuencia deberá haber un número de pulsos en cada período, si fuese menor se infiere que la frecuencia es superior a la establecida. Igualmente, si fuese mayor el número de pulsos, la frecuencia del sistema estará por debajo de la prefijada; sin embargo, para la actuación del relé debe repetirse esto para un mínimo de tres ciclos consecutivos y un máximo de hasta 80 ciclos. Esta temporización comienza de nuevo desde cero si la frecuencia se recupera durante algún ciclo. Por lo tanto, su característica depende del ajuste por frecuencia (para 60 Hz su rango va desde 54,2 hasta 60,8 Hz con incrementos de 0,05 Hz). Este relé es muy estable y muy preciso, entorno a ±0,005 Hz entre -20 °C y +60 °C de temperatura ambiente, y entre 42 y 140 V de tensión. 5HOpHOHFWURPHFiQLFRGHOWLSR&))

En 1900 fue patentado por Steinmetz, comercializándose en 1921 con disco de inducción lento, y ya en 1948 con disco de inducción rápido. Estos de tipo CFF con disco de inducción de funcionamiento electromecánico son los 'HVODVWUHGHFDUJDV

(OHPHQWRVTXHLQIOX\HQHQODFDUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLD

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que se aplican actualmente. No tan preciso ni estable como el de tipo SFF, se aplica al estar su característica ligada a la pendiente de la caída de frecuencia. También se ajusta por frecuencia. La figura 12 muestra el tiempo de actuación de dos relés CFF considerando la pendiente de caída de la frecuencia constante, condición no habitual. El relé se ajusta para una frecuencia determinada. Sin embargo la actuación del relé es en función de las distintas pendientes de caída de frecuencia(siguiendo las curvas de frecuencia en función del tiempo de actuación). Estas curvas incluyen un tiempo de 6 ciclos del t de eliminación de la falta y un tiempo de 6 ciclos propio del relé.

)LJXUD  &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD GHO UHOp &)) $FW~D DO DOFDQ]DUODIUHFXHQFLDGHDMXVWHGHOUHOp

&XUYDVGHIUHFXHQFLDHQIXQFLyQGHOWLHPSRGHDFWXDFLyQ

En la figura 12, sólo se muestra el tiempo de actuación del relé. Si se utiliza un programa de conservación de carga, debe tenerse en cuenta que la bajada de frecuencia se corrige al desconectar la carga no imprescindible. En la familia de curvas de la figura 13 se representa la frecuencia en función del tiempo desde el comienzo de la perturbación, para una serie de distintas pendientes de caída de frecuencia. Entre las curvas se incluyen la correspondiente al tiempo total de eliminación de la falta , 6 ciclos, el retraso de 6 ciclos del propio relé, y distintas calibraciones de frecuencias del relé. 'HVODVWUHGHFDUJDV

(OHPHQWRVTXHLQIOX\HQHQODFDUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLD

17

Según las curvas, el relé actuará antes de alcanzar la frecuencia crítica hasta una pendiente en la caída de frecuencia de 10 ciclos por segundo en cada segundo.

)LJXUD&DUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLDHQIXQFLyQGHOWLHPSRSDUDHO WLHPSRWRWDOGHGHVSHMHFRQGLVWLQWRVWDUDGRVGHOUHOp

3UHFLVLyQ\DMXVWH

Un relé CFF puede tararse para frecuencias desde 55 a 59.5 Hz de forma continua, con una precisión de ±0.1 Hz en torno al punto de ajuste. Se ven ligeramente influidos por la variación de la tensión; entre 40 y 140 V, la variación es de 0.6 Hz de bajada de la frecuencia con la de la tensión. La figura 14 muestra esta característica para el relé CFF14A. También dependen de la temperatura: presentando una variación de ±0.2 Hz en un margen de temperaturas entre -20 a 40 °C.

'HVODVWUHGHFDUJDV

(OHPHQWRVTXHLQIOX\HQHQODFDUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLD

18

)LJXUD 9DULDFLyQ GH OD IUHFXHQFLD GHO UHOp HQ IXQFLyQ GH OD WHQVLyQDSOLFDGD

'LVWLQWRVWLSRVGHUHOpV&)) •

•

•

&))$ le corresponde una curva continua, e incluye un retraso de 6 ciclos, para evitar un funcionamiento incorrecto en conexión y desconexión repentina de tensión. Es el relé que se emplea generalmente en programas de deslastre de carga.

&)) otra versión del anterior con un retraso de 21 ciclos. Se utiliza con cargas de motores, ya que al perder tensión y quedarse aislados, la capacidad de las líneas tiende a mantener la tensión durante un corto instante, bajando la frecuencia al ir parándose los motores. Esta lenta caída de tensión puede durar más de 6 ciclos, se desconectarían los interruptores innecesariamente por la actuación de los relés, que debe retrasarse a 21 ciclos.

&))$ su tiempo de actuación es el que se muestra en la figura 12, con la curva a trazos. Al no tener una temporización es aproximadamente 0.1 segundos más rápido en comparación con otros tipos de relés, y por lo tanto, es importante conocer su limitación de utilización en aplicaciones donde no es aceptable un retraso de 6 ciclos, controlando el proceso con relés direccionales de potencia. Mediante circuitos sintonizados controla la respuesta transitoria del relé en caso de falta sin retardos. Aunque no es sensible a un aumento repentino de la tensión, puede funcionar incorrectamente con la apertura intempestiva de un circuito inductivo, o al fundirse el fusible en el secundario de un transformador de potencia. 'HVODVWUHGHFDUJDV

(OHPHQWRVTXHLQIOX\HQHQODFDUDFWHUtVWLFDGHIUHFXHQFLD

•

19

&)) diseñado para desconectar la carga por baja frecuencia y reponer el servicio automáticamente cuando la frecuencia recupera un valor próximo al normal. Con lo cual, su ajuste es a dos frecuencias: una calibración a baja frecuencia de deslastre de carga, y después se recalibra automáticamente al valor superior de reconexión de la carga. Su empleo debe hacerse con sumo cuidado, dada la complejidad de la reposición del servicio.

&RPSDUDFLyQGH6))\&))

El tipo SFF da una precisión mayor ( ± 0.005 Hz), que el CFF con (± 0.1 Hz) para el mismo rango de tensión y temperatura, sin embargo este último varía su característica de precisión entre -20 y 40 °C y entre 42 y 140 V. El ajuste es continuo para el tipo CFF y va desde 55 hasta 59.5 Hz, mientras que el SFF es discreto (a saltos de 0.05 Hz) desde 54.2 hasta 60.8 Hz. Se usa más el CFF por ser más sensible a la pendiente de caída de frecuencia, mientras que el SFF actuará siempre a tiempo fijo.

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

20

3/$1'('(6/$675('(&$5*$6 Un programa o plan de separación y de reposición de cargas debe determinar la sobrecarga máxima permisible en la subestación de la que se trate, y si no es posible determinarla hay que estimar la carga máxima a separar de la subestación, siendo mejor ser pesimistas. Además se requiere determinar la frecuencia a la que se debe iniciar la separación, así como la reducción permisible de la frecuencia. De forma ideal un programa de deslastre de cargas debe detectar rápidamente la disminución de generación, determinar con precisión el grado de sobrecarga, y finalmente deslastrar tan sólo la cantidad de carga necesaria para recuperar la frecuencia del sistema; dada la importancia de calidad de servicio para las compañías eléctricas. Esto es sencillo conseguirlo en pequeños sistemas, pero a medida que estos aumentan, este ideal no sólo es difícil de alcanzar sino incluso imposible. A causa de la naturaleza oscilatoria de la variación de frecuencia, hay un cierto grado de aleatoriedad, que dificulta el desconectar iguales incrementos de carga a la vez en todo el sistema; probablemente alguno será excesivo. Los estudios con programas de estabilidad dan una buena aproximación del comportamiento de la frecuencia en parte de los nudos, para predecir el grado de deslastre necesario en algunas condiciones de emergencia, pero nunca se podrán estudiar todos los casos posibles. Por lo tanto, los programas de deslastre de cargas aplican ciertas simplificaciones, considerándose los pares dependientes de la frecuencia, como en la figura 9, o incluso suponerlos constantes, figura 5. '(7(&&,21'(/$3(1',(17('(&$,'$'(/$ )5(&8(1&,$

Según se ha sugerido a menudo el relé ideal para el deslastre de cargas debería actuar solamente por detección de la pendiente de la frecuencia. Sin embargo, a causa de la naturaleza oscilatoria de las características de caída de la frecuencia de un sistema, parece que el relé ideal no tendría ventajas prácticas, al tender a deslastrar más carga de la absolutamente necesaria. La pendiente durante las oscilaciones podría ser alta, sugiriendo al plan de deslastre una pendiente correspondiente a una pérdida de generación superior a la ocurrida realmente. Por ejemplo, en la figura 4 el nudo E tiene una variación inicial de frecuencia de 3.5 Hz/s, que indicaría una pérdida de generación del 33%, en vez del 15% que realmente hay. 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

21

Consecuentemente, un relé calibrado según la pendiente de caída de la frecuencia, deslastraría más carga de la realmente necesaria. Para controlar este efecto de la naturaleza oscilatoria se necesita una indicación de la verdadera pendiente de caída, introduciendo un retraso en el tiempo de actuación. Las ventajas de estos relés se pierden al necesitarse un tiempo probablemente grande. Los trabajos realizados para evitar estos problemas, van encaminados a conseguir un deslastre continuo y no por escalones de carga. Basándose en la transformada rápida de Fourier (FFT), realizaron su trabajo Girgis y Ham, mediante la cual consiguen detectar fluctuaciones de la frecuencia fundamental, y a través de un algoritmo se estima la frecuencia y su verdadera pendiente de caída. ',6(f2'(813/$1'('(6/$675('(&$5*$6

Es difícil conseguir un equilibrio entre protección máxima del sistema, e interrupción mínima de servicio. No hay unas reglas exactas, que serían difíciles de establecer, pero hay una serie de medidas que hay que considerar y decidir: 1. sobrecarga máxima, 2. carga máxima a deslastrar, 3. número de escalones del deslastre y tiempo entre ellos, 4. cantidad de carga a deslastrar en cada escalón, 5. tarado de los relés, y 6. selección de qué carga se deslastra.

6REUHFDUJDPi[LPD

Generalmente, es muy difícil determinar esta máxima sobrecarga, nivel en el cual el plan o programa de deslastre comienza actuar. Para grandes sistemas, es complicado decidir dónde y cómo se va a separar una carga de la red, y el consiguiente balance de generación-carga. En esta primera elección del diseño son fundamentales los estudios de estabilidad del sistema que se trate.

&DUJDPi[LPDDGHVODVWUDU

El objetivo es reponer la frecuencia a su valor nominal o uno próximo, mediante el deslastre de una carga (cercana a la sobrecarga), como se ve en la figura 10. No es necesario restaurar la frecuencia exactamente a su valor nominal, ya que después actuarán los reguladores de los generadores y la reserva rodante, se encargarán de esto. 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

22

Es posible, que las turbinas se dañen por debajo de una cierta velocidad, por lo que se recomienda deslastrar la suficiente carga para que la frecuencia no llegue a niveles peligrosos (49 Hz para 50 Hz nominales, y 59 Hz para 60 Hz nominales). En la tabla 1 se indican en función de la frecuencia a plena carga, los tiempos límites que soporta la turbina, siendo estos, acumulables a lo largo de su vida. 7DEOD

WLHPSRV OtPLWHV TXH VRSRUWD OD WXUELQD HQ IXQFLyQ GH OD IUHFXHQFLDDSOHQDFDUJD

)5(&8(1&,$+]

7,(0320,1,02'( $9(5,$PLQ

59.4

contínuo

58.8

90

58.2

10

57.6

1

Cuando no es posible determinar la sobrecarga máxima, debe suponerse la cantidad de carga total a deslastrar, actuando de forma pesimista, y deslastrando de más, mejor que de menos. Se puede hacer un cálculo para estimar la cantidad de carga que es necesario separar del sistema: /' =

 / I  − G  −  I  + /   I   − G  −   I 



(

donde

/' : carga total a ser deslastrada / : sobrecarga en p.u.

I : frecuencia de calibración

I : frecuencia a restablecer (nominal o próxima)

G : factor de reducción de la carga en % con la variación de la frecuencia en %. El factor d representa el efecto de la reducción de potencia necesaria para abastecer a la carga, que se produce con la caída de la frecuencia del sistema, se suelen tomar valores entre 0,5 y 7, con un valor típico de 2, aunque 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

23

su valor exacto varía con el tiempo. En la figura 15 se muestran las variaciones de frecuencia para distintos valores de sobrecargas y con un factor de reducción de carga igual a 2.

)LJXUD (YROXFLyQGHODIUHFXHQFLDHQXQDVREUHFDUJD Para grupos de bombeo en el sistema eléctrico español, se deslastra un 50% de la potencia en cada uno de los dos escalones. En una encuesta a las compañías de distintos países sobre la cantidad máxima de carga que se desconecta, un 30% deslastra entre un 10-25%, el 56% entre un 25-50%, y el 12% entre un 50-75%.

1~PHURGHHVFDORQHVGHGHVODVWUH

Los planes de deslastre de cargas se diseñan generalmente, para desconectar la carga en escalones, minimizando así la posibilidad de deslastrar excesiva carga en las condiciones de falta menos graves. Existe una relación entre el número de escalones en los que se realiza el deslastre, y la máxima carga a deslastrar. Por lo tanto, a mayor carga a separa corresponde un mayor número de escalones. La elección se basa en la experiencia, y el número de escalones está limitado entre 3 ó 5. Como se ha dicho anteriormente, los grupos de bombeo como carga que son, se deslastran en dos pasos. Mientras que para el resto de las cargas se aplican cuatro escalones.

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

24

La temporización de desconexión de cargas está fijada en 0,2 ó 0,3 segundos, entre cada escalón, en el caso español. &DQWLGDGGHFDUJDDGHVODVWUDUHQFDGDHVFDOyQ

La carga que se desconecta en cada paso no es un dato particularmente crítico, sino su total. Existe una relación entre lo que se desconecta en el primer paso y la potencia del generador mayor, o la capacidad de las líneas de interconexión. La desconexión de cargas en el caso español se realiza para un 15% ó un 10% de la potencia demandada, en cada escalón. Generalmente se deslastra un 10% en el primer escalón. Y también se considera que en pasos sucesivos al primero, se desconecta del sistema un poco más de carga que en el anterior, optimizándose el diseño, y separando así menos carga en las sobrecargas pequeñas. Por lo tanto, la carga a deslastrar en los escalones siguientes se determina normalmente, mediante un reparto arbitrario de la carga restante entre ellos. 7DUDGRGHORVUHOpV

Como todo el proceso , este paso es más o menos arbitrario, a veces se logra un tarado óptimo a la primera, mientras que otras veces es necesario hacer ajustes ulteriores. En general es un proceso de prueba y error, que pronto alcanza su óptimo. El procedimiento es parecido en muchos aspectos al de coordinación de cualquier grupo de relés de protección. Por consiguiente los factores de los que depende el cálculo del tarado son: 1.nivel de frecuencia aceptable (limitado por las características de las turbinas) 2. número de escalones de deslastre, 3. velocidad de actuación de los relés, 4. velocidad de actuación de los interruptores, y 5. precisión de los relés. Se comienza ajustando el primer escalón. Usando la ecuación 2, se calcula la pendiente de caída de la frecuencia para la condición de máxima sobrecarga. Como primera aproximación, se taran los relés para este escalón con la calibración lo más alta posible, y con el menor retraso añadido. Así, se puede calcular el tiempo requerido para eliminar la sobrecarga: 7

5   7 "!$#%   %

( 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

25

donde

7 : tiempo total de despeje

527 : tiempo de actuación del relé (relay operating time) 75(75$62 : retraso intencional añadido al relé

%27 : tiempo de actuación del interruptor (breaker operating time)

La selectividad se logra mediante el ajuste de la frecuencia de iniciación y la coordinación de tiempo. Necesitando cada escalón un retardo mínimo para prevenir deslastres innecesarios frente a oscilaciones de frecuencia en las barras de carga. Por ejemplo en el caso de la figura 4, el deslastre en el nudo F a 57,8 Hz habría sido innecesario, y hubiera sido suficiente para prevenirlo con un retardo de 0,3 segundos. No es posible generalizar el retardo a aplicar para todos los sistemas, soliendo ser suficiente con 0,3 ó 0,4 segundos en la mayoría de los casos. Usando las curvas características del relé se determina la frecuencia a la que se deslastra el primer escalón de carga. El ajuste del segundo escalón incluye un margen de seguridad por la precisión de relés e interruptores, y será tarado para la frecuencia previa de ajuste menos este margen de seguridad. De esta forma se ajustarán todos los escalones. Si la frecuencia de actuación del último escalón, es menor que la aceptable, el diseño no es adecuado, debiéndose corregir uno de los factores, como la rapidez o precisión del relé, reducir el número de escalones o deslastrar más carga en los primeros, reducir el retraso adicional, o ajustar el primer escalón a una frecuencia mayor.

6HOHFFLyQGHTXpFDUJDVHGHVODVWUD

Esta decisión completa el plan de deslastre, al determinar qué cargas concretas deberían ser deslastradas en cada escalón. El factor determinante en esta decisión es la prioridad de las cargas. La prioridad de las cargas depende de numerosos factores: económicos, estabilidad de la red, legales, etc. Normalmente se deslastran cargas no críticas preseleccionadas, como áreas residenciales alimentadas desde subestaciones de distribución.

237,0,=$&,Ï1'(/',6(f2

Una vez encontrado el diseño que cumple todas las restricciones, debe optimizarse su eficacia. Una forma de medir ésta, es mediante el cálculo de la proporción entre el área bajo la curva de tarado de frecuencia del relé, y el área bajo la curva correspondiente a los escalones de deslastre. La superficie bajo la curva de los escalones se puede calcular fácilmente, mientras que la superficie bajo la curva de ajuste es: 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

$=

26 /P

∫

/&

/' / /I G/ − ∫ & G/ = / + / + /

 = [ + / − OQ( + /) − /I OQ( + /)]

/' /&

()

donde

$ : área bajo la curva

/ : sobrecarga en p.u.

/I : sobrecarga en f en p.u. si no se deslastra carga Lm : máxima sobrecarga en p.u.

I : frecuencia de tarado mínima admisible Si la relación entre el área de la curva de escalones y la de la curva de tarado es menor, aumenta la eficacia del plan de deslastre, dándose para igualdad de áreas la máxima eficacia. Aún así, esta eficacia puede ser mejorada: aumentando el número de escalones de deslastre, o el margen entre escalones, ajustando los relés a las frecuencias más balas posibles, o disminuyendo la cantidad de carga deslastrada en los primeros escalones. En el sistema eléctrico español existen cuatro escalones de frecuencia para la desconexión de cargas, según la tabla 2: 7DEOD

(6&$/21

HVFDORQHVGHIUHFXHQFLDH[LVWHQWHVHQ HO VLVWHPD HOpFWULFR HVSDxRO )5(&8(1&,$+]

&$5*$

1º

49.0

15+2

2º

48.7

15+2

3º

48.4

20+1

4º

48.0

20+1

352&(',0,(172(-(03/2 Supongamos un programa de deslastre mediante relés estáticos para proteger una condición con un 50% de sobrecarga. Si separamos la carga en cuatro escalones: 1º_________ 10 % 2º _________ 10 % 3º _________ 15 % 'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

27

4º _________ 15 % Se parte de una frecuencia de iniciación de 59,3 Hz, permitiéndose como máximo una bajada de frecuencia hasta alcanzar los 57,0 Hz. La constante de inercia del sistema es: H = 5. Se simplifica considerando como respuesta del sistema una línea recta. El retardo mínimo debe de ser de 0,3 segundos, y el tiempo de disparo del interruptor es de 0,1 segundos. (VFDOyQ

)UHFXHQFLD

5HWDUGRGHOUHOp V

7LHPSRGH DFWXDFLyQGHO LQWHUUXSWRUV

1º

59.3

0.3

0.1

2º

58.9

0.3

0.1

3º

58.5

0.3

0.1

4º

57.9

0.3

0. 1

En cada escalón es muy importante estar seguro, de que para la frecuencia de iniciación de un escalón, en ningún caso se deslastra para las condiciones de operación de los anteriores. La variación de la frecuencia con el tiempo sigue una recta de pendiente(según la ecuación ) VREUHF DUJ D S X ⋅ IUHFXHQFLD QR PLQ DO +]  ⋅ FRQV WDQ WH GH LQHUFLD

La figura 16 representa los pasos seguidos en cada escalón de deslastre para este caso.

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

28

)LJXUD &DUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD SDUD GHWHUPLQDU ORV HVFDORQHVGHXQUHOpGHIUHFXHQFLDHVWiWLFR6)) Se obtiene R1 para los 59,3 Hz de tarado del relé en su primer escalón, correspondiéndole un tiempo de 1,15 segundos con un deslastre del 10%. Si a este tiempo se le añade los retardos de actuación del relé y de actuación del interruptor, resulta T1 para 1,55 segundos y 59,05 Hz. Para el segundo escalón se tiene R2 a 58,9 Hz de tarado, al haber dejado un margen en el ajuste. Igualmente, resultan R3 para 58,5 Hz y R4 para el último escalón en 57,9 Hz. Los valores T1,2,3 se obtienen sumando los tiempos de actuación de relé e interruptor, e implican un cambio en la pendiente al actuar el siguiente escalón. Después de establecer el plan de deslastre, este se prueba para la condición de sobrecarga máxima al 50%, como se refleja en la figura 17.

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

29

)LJXUD SODQ GH GHVODVWUH GH FDUJD SDUD   GH VREUHFDUJD XVDQGRXQUHOpGHEDODIUHFXHQFLDHVWiWLFR6))

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

30

)LJXUD FDUDFWHUtVWLFD WLHPSRIUHFXHQFLD FRQ HVFDORQHV SDUD XQ UHOpGHEDMDIUHFXHQFLD&))

'HVODVWUHGHFDUJDV

3ODQGHGHVODVWUHGHFDUJDV

31

)LJXUD SODQ GH GHVODVWUH GH FDUJD SDUD XQ  GH VREUHFDUJD FRQXQUHOpGHEDMDIUHFXHQFLD&)) Considerando que el límite de frecuencia está en 57 Hz, y además teniendo en cuenta que la frecuencia final a 57,35 Hz, se recupera al valor inicial mediante el amortiguamiento de la carga y de la generación.

'HVODVWUHGHFDUJDV

6REUHIUHFXHQFLDGHELGDDOGHVODVWUHH[FHVLYR

32

62%5()5(&8(1&,$'(%,'$$/'(6/$675((;&(6,92 El sobredeslastre es tanto más probable cuanto mayor es la velocidad de caída de la frecuencia, pudiendo aparecer una sobrefrecuencia en el sistema. Otro factor que influye es el aumento temporal de la tensión, que acentúa el desequilibrio generación-carga. La distribución de la carga a separar en un número de escalones de frecuencia espaciados, ayuda a no llegar a esta situación evitando así un deslastre excesivo. Es muy importante por tanto limitar la sobrefrecuencia, para lo que se emplea además el método de reposición automática de carga a alta velocidad. De esta manera, por lo menos un 15% de la carga deslastrada se puede reponer con seguridad cuando la frecuencia se aproxima a la nominal (49,8 Hz en un sistema de 50 Hz y entre 59,8 y 59,9 para 60 Hz), sin riesgo de entrar en una nueva situación de sobrecarga.

)LJXUD GLVHxRGHGHVODVWUHGHFDUJDVFRQVREUHIUHFXHQFLDGHOD FRPSDxtD3DFLILF1RUWKZHVW En la figura 20, se muestran distintos comportamientos según haya o no, control de sobrefrecuencia, en una simulación de invierno con carga baja y fuertes importaciones. Se produce una pérdida de 2000 MW de generación y posteriormente se pierden otros 4700 MW, actuando el deslastre de 7800 MW, con un exceso de 3100 MW. La curva A representa la evolución de la frecuencia sin control de sobrefrecuencia, la curva B con una reposición automática de carga de 370 MW a los 6,7 segundos. Si la reposición hubiese sido del 15% con 1200 MW, la frecuencia quizás se habría reducido a 61,3 Hz. Y por último, la curva C supone una reposición de además 1400 MW por frenado dinámico de un grupo térmico, que entra a los 60,5 Hz y deja de actuar a los 60,1 Hz o por límites térmicos. 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

33

5(326,&,Ï1'(/6(59,&,2 La experiencia indica que gran número de las faltas, que provocan la actuación de los relés con la apertura de los interruptores, son fugitivas, es decir, después de la apertura del circuito las condiciones de falta desaparecen, por ello, es posible el reenganche (aproximadamente a los 0,3 segundos), sin pérdida de estabilidad y continuando el funcionamiento normal. Este es el caso de los cortocircuitos causados por rayos, la caída de una rama sobre una línea aérea o por un pájaro. Sin embargo, se producen otro tipo de faltas que permanecen más tiempo con condiciones de inestabilidad, las cuales conllevan la apertura de interruptores por la actuación de los automatismos. Si la frecuencia desciende es necesario desconectar automática e intencionadamente cargas de valor superior o igual a la sobrecarga existente, para poder recuperar el sistema después del deslastre. Esto puede degenerar en ceros de tensión más o menos extensos, en cuanto a la zona y la duración. El objeto de la reposición del servicio es recuperar las condiciones normales del sistema, tomándose como uno de los condicionantes para la elección de las cargas que se van a deslastrar. La reposición de la carga puede realizarse de forma manual o automática, pero siempre es necesario un adecuado sistema de comunicaciones y control del sistema eléctrico de potencia. (67$'26'(/6,67(0$

Se presenta una situación con oscilaciones de frecuencia, y su posterior restauración al valor normal, después de una temporización para facilitar la sincronización y el restablecimiento de las interconexiones. Se puede estudiar el problema empleando el diagrama de estados, elaborado por Fink y Carlsen, de la figura 21. Los diversos estados del sistema se dan según este cumpla o no sus restricciones, que son de dos tipos: las ecuaciones de igualdad "E" como el balance de energías, y los márgenes a acatar "I", tanto de tensión, frecuencia, etc. Por ejemplo, el sistema puede pasar de un estado de normal a uno de alerta, al superar sus limites de seguridad en centrales y líneas.

'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

34

Figura 21 : HVWDGRVGHRSHUDFLyQGHOVLVWHPDGHSRWHQFLD Al ser superior su probabilidad de fallo por sobrecarga, cualquier perturbación llevará al sistema a un estado de emergencia al funcionar a baja frecuencia, con sus tensiones fuera de límites y grupos sobrecargados. Si se llega a romper el equilibrio entre carga y generación, se violan las restricciones de igualdad en un estado "in extremis". Al deslastrar carga se evita la sobrecarga en un estado restaurativo, y que finalmente con la reposición del servicio devuelve al sistema a su estado de normalidad. 3/$1'(5(326,&,Ï1'(/6(59,&,2

Los procedimientos a seguir deben ser claros, así la reposición de cargas debe realizarse en pequeños bloques, para evitar oscilaciones fuertes de frecuencia que no puedan corregir los reguladores. Los generadores en sus niveles mínimos de potencia deben mantener la tensión dentro de sus márgenes. 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

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Para cualquier estrategia que se siga de reposición del servicio se debe tener en cuenta la alimentación inmediata a los servicios auxiliares de las centrales, y los problemas de energización de líneas en vacío. Se debe contar con los tiempos de maniobra de los seccionadores e interruptores, así como de arranque de las centrales térmicas con su respuesta en frecuencia a un incremento de la carga. Además, se pueden presentar problemas de carga fría, con el factor de potencia, etc. )$6(6'(/$5(326,&,Ï1'(/6(59,&,2

Estas se definen según los problemas que se suelen presentar, antes indicados. Se recomienda dividir el sistema para que en la reconexión no tenga que enfrentarse con toda la carga, y se caiga de nuevo en la sobrecarga. Según los estudios, hay dos niveles de separación de áreas de control y de zonas. Cada zona debe tener una central con capacidad de arrancar desde cero, sin una red de respaldo. Las zonas se quedan aisladas de forma rápida, y se debe estimar su estado general frente a la red. El arranque desde cero obtiene potencia en algún punto de la red, energizando la zona en parte, para ir satisfaciendo parte de la carga. La meta es conseguir que ésta sea lo suficientemente grande, y a la vez fiable dentro de las restricciones de tensión y frecuencia. En el sistema español la frecuencia de reposición en la mayoría de los casos es a 50 Hz. El aumento de la carga se efectúa en pequeños incrementos, para evitar variaciones excesivas de frecuencia, además cuidando del equilibrio de reactiva y las condiciones de estabilidad y tensión. Los pasos en una reposición modelo se presentan en la figura 22. Una vez se disponga de suficiente energía, se puede alimentar a los servicios auxiliares de las centrales, de los grandes grupos térmicos, acoplándolos a la red. Cuando sea suficiente la potencia conectada en cada zona, se produce la sincronización de las zonas entre si, acoplándolas hasta que el área de control vuelve a funcionar como una unidad. Cuando se alcanza la reintegración del área de control a la red, se puede satisfacer toda la demanda. Se pasa a un estado de alerta, ya que se cumplen las restricciones de frecuencia y tensión, y la generación y la carga están saldadas. No obstante, para llegar al estado normal se debe añadir más generación para recuperar la reserva rodante, y más circuitos mallando más el sistema, restableciéndose los márgenes de seguridad para una explotación segura de la red.

'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

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)LJXUD HYROXFLyQGHODIUHFXHQFLDHQXQDUHSRVLFLyQ

,1)/8(1&,$'(/266,67(0$6'(*(1(5$&,Ï1

Según las características de la red, y principalmente las de sus grupos generadores, se deciden los planes de reposición. Un sistema con generación térmica se divide en zonas o subsistemas, con el criterio de que cada uno de ellos disponga de un generador con capacidad de arranque desde cero y otra turbina de vapor con arranque en caliente, además de la carga y la línea de interconexión necesaria. Un sistema hidrotérmico difiere del anterior en que la energización de la red de transmisión se hace en un sólo escalón mediante las centrales hidráulicas, pudiéndose así alimentar los servicios auxiliares de las centrales térmicas. Estos grandes grupos hidráulicos son capaces de proporcionar las intensidades necesarias para cargas las capacitancias de todas las líneas. Por lo tanto, el tiempo de maniobra de seccionadores e interruptores se reduce. Pero, pueden aparecer sobretensiones al poner en tensión una línea sin carga, que se previenen reduciendo la referencia de los reguladores de tensión de los generadores. Los planes de reposición para el caso de un sistema total o parcialmente hidráulico ponen especial énfasis en las maniobras de interruptores, y en la respuesta de las turbinas a un escalón de carga. 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

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&$5$&7(5,67,&$6'(/266,67(0$6'(327(1&,$(1 /$5(326,&,21 (48,/,%5,2*(1(5$&,Ï1&$5*$

Se debe conocer la carga en baja tensión, prevista tanto en punta como en valle. Por parte de los generadores son datos necesarios para la difícil decisión de la reposición: su potencia máxima y mínima, la respuesta dinámica a escalones de incremento de carga, el tiempo de arranque y de espera en caliente (si es posible) así como el mínimo de rearranque, o sino la capacidad de arranque desde cero. Las desviaciones de frecuencia al reponer el servicio, se evitan manteniendo el equilibrio entre generación y carga. El tamaño de cada escalón de carga repuesto depende de la respuesta de las turbinas, si son pequeños se alarga el proceso, y si son grandes el sistema puede recaer. La simulación con programas de ordenados permite conocer la respuesta dinámica en estas situaciones. Unos elementos fundamentales en la reposición del servicio de forma eficaz, son las turbinas de combustión de 15 ó 50 MW, ya que no necesitan potencia auxiliar para arrancar, y tienen un margen de potencia desde cero hasta su máximo básicamente de 15 ó 50 MW. La turbina de 15 MW puede arrancar en media hora, incluido el precalentamiento de 15 minutos, que en caso de emergencia se puede puentear para arrancar en 15 minutos. Si el equipo está caliente y en el caso de un cero de tensión se arranca inmediatamente con motores diesel. También la intensidad en continua de potencia auxiliar la genera un segundo motor diesel. Mientras que la turbina de combustión de 50 MW necesita de una fuente auxiliar de respaldo, por ejemplo una turbina de gas (ésta tarda 30 minutos en arrancar), que suministre corriente alterna para su arranque, en el que tarda 15 minutos, para frío o caliente de partida. Los problemas aparecen en el reencendido, ya que antes se debe dejar girar hasta parar, tardando media hora, y luego colocarla en un eje giratorio. 6,67(0$'(&21752/

Los controles de la parte mecánica de la central eléctrica no son efectivos durante el arranque y condiciones de operación con carga extremadamente baja, al estar diseñados para funcionar entre un mínimo y un máximo. El mínimo no suele ser inferior al 25% del máximo. Los controles de temperatura de vapor, tanto principal como de calentamiento, están previstos que funcionen a plena carga. Su objeto es 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

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regular la pendiente de aumento de la temperatura hasta alcanzar un punto de trabajo prefijado, y así reducir esfuerzos mecánicos. Durante el arranque es el operador manualmente, el que controla el aumento de la temperatura. El sistema de control del agua de alimentación en el arranque, no intenta mantener constante el flujo de agua y vapor en el circuito como hace en régimen permanente, sino tan sólo mantener el nivel de la caldera en un valor determinado. Por lo tanto, no recibe información del flujo de salida da la caldera, ya que sólo debe regular el flujo de entrada. Es más sencillo el control del vapor y el agua en el caso de libre circulación, que se realiza por medio de bombas. Sin embargo, en el arranque el control se simplifica en una central regulada por medio de válvulas, más que si se emplean bombas de velocidad variable. En cuanto al los controles de tipo eléctrico, el más importante es el regulador de tensión en bornas del generador, mediante la variación de la corriente de excitación, de actuación casi instantánea. Generalmente, el flujo inicial de reactiva lo establece el operador durante la puesta en marcha. Cuando se alcanza un punto de operación mínimo, en torno al 40% de la potencia máxima, se conecta el regulador de tensión. La labor del operador es mantener el la intensidad de campo para asegurar la estabilidad de la máquina. Cualquier cambio en los límites de tensión producirá un cambio en el flujo de reactiva. Durante el arranque se bloquean aquellos relés de protección que puedan dar disparos intempestivos, como las de mínima excitación, tensiónfrecuencia, de distancia, frecuencia,etc. El control de frecuencia debe estar inactivo en el rearranque, y no se restablece hasta la interconexión con el sistema. Para acoplar el generador se tiene que conectar antes algo de carga, porque sino existiría la posibilidad de que se motorizarse.

(48,/,%5,2'(327(1&,$5($&7,9$

La generación de reactiva y la carga de reactiva deben igualarse. Pueden generar o consumir reactiva los generadores y cogeneradores, los compensadores síncronos y la demanda, así como los intercambios. Sólo generan reactiva las capacidades de las líneas y todos los circuitos, las baterías de condensadores y los transformadores. Sólo consumen reactiva las baterías de reactancias. El primer paso de la reposición del servicio con la introducción de un generador de reactiva, es el efecto de energización de las líneas. Esto provoca un aumento de tensión en el extremo opuesto de la línea, donde se debe 'HVODVWUHGHFDUJDV

&DUDFWHUtVWLFDVGHORVVLVWHPDVGHSRWHQFLDHQODUHSRVLFLyQ

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conectar una carga reactiva o reactancia para reducir el impacto. Para reducir la caída de tensión causada por la reactancia en serie se debe conectar un circuito en paralelo. Esta conexión aumentará la generación de potencia reactiva, que a su vez requerirá una potencia reactiva negativa adicional. Sólo se pude compensar la reactiva, si se han desconectado los generadores con la perturbación, con baterías de condensadores reactancias y compensadores síncronos. Todo esto se debe tener muy presente sobre todo al energizar una línea de alta tensión.

7,326'(5(326,&,Ï1'(6(59,&,2

El método de reposición depende de diversos factores, como el tamaño relativo del sistema, la capacidad de arranque desde cero, o la reserva rodante. En el caso del sistema español, la reposición de la carga se efectúa aproximadamente de forma manual un 53% de las veces, y en el 47% de forma automática. Cuando la reposición de la carga es automática, se temporiza con un ajuste entre 15 y 315 segundos después de alcanzarse la frecuencia de reposición, generalmente a 50 Hz. Las normas de actuación internas de cada compañía son los criterios seguidos en la reposición manual. Existen subestaciones en las que parte de la carga se repone de forma manual y otra parte de forma automática, e incluso con distintos escalones de frecuencia. Se emplean relés conmutables, que pueden convertir su modo de funcionamiento para deslastrar carga y otro para reponerla. Actualmente, los relés de tecnología modular pueden actuar por mínima y máxima frecuencia, aplicando un módulo para la reposición del servicio con las mismas características de ajuste. El primer objetivo de la reposición es establecer todas las conexiones entre centrales y subestaciones. Si el sistema es pequeño se puede utilizar un método secuencial, energizando toda la red con un generador con capacidad de arrancar desde cero. El tiempo es mucho mayor para realizar esta reposición si el sistema aislado es grande, por lo tanto se debe utilizar el método de restauración en paralelo. Para determinar que método seguir se consideran las características del sistema y de los medios de comunicación. los equipos de telecomunicación alimentados por baterías pueden fallar, estando inoperantes durante una o dos horas, y en consecuencia no se puede maniobrar automáticamente. también los interruptores necesitan una alimentación de sus compresores y calefacción, así pueden necesitar de una a cuatro horas en días fríos hasta llegar a estar operantes. Los cables sumergidos en aceite pueden perder su capacidad aislante sin bombeo auxiliar del aceite, pudiéndose producir una falta al reponer la tensión. 'HVODVWUHGHFDUJDV

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Se tiene que contar con más grupos con capacidad de arranque desde cero, para el método de reposición en paralelo. Influye también su distribución geográfica en el sistema. La selección de las distintas zonas para la reposición escalonada, se apoya en la capacidad de cada subsistema. Considerando tanto la capacidad de arranque desde cero para alimentar al equipo crítico, como para mantener la frecuencia dentro de unos márgenes, y si sus reguladores de tensión son adecuados para mantener la tensión con un perfil razonable. El centro de control de cada subsistema debe tener datos suficientes del mismo para garantizar su seguridad y coordinar las maniobras de los interruptores. Todos los puntos de unión tienen que permitir una sincronización eficaz con los subsistemas adyacentes. Los subsistemas pueden estar formados por grupos de vapor aislados con sus equipos auxiliares. 352%/(0$6(1/$5(326,&,Ï1'(/6(59,&,2

En las fases de planificación, deslastre y restauración del servicio, se parte de una simulación o análisis del sistema de potencia. En la situación de emergencia real los problemas de control necesitar soluciones rápidas, resultando difícil para el operador el análisis y la ejecución. La identificación del tipo de falta, conocer si ésta es transitoria o implica una interrupción del servicio, es una cuestión de alta prioridad para la restauración. Se tiene que conocer la capacidad de la posible asistencia de las interconexiones, con los desequilibrios que pueden conllevar de reactiva, y la probabilidad de la actuación de relés que interrumpan las líneas de apoyo. El conocimiento de las respuestas en frecuencia y tensión de cargas y generadores, así como el efecto de los reguladores, desafían al sistema y al operador para mantener los márgenes de tensión y de frecuencia dentro de sus límites. Además se tiene que partir de la estimación de demanda horaria, tanto activa (conociendo la localización de posibles cargas delicadas), como reactiva, así como el estado del sistema en cuanto a flujos de reactiva. Información necesaria es la cantidad de generación disponible en el momento y a corto plazo, con una buena coordinación ente centros de control, subestaciones y centrales. Los transitorios de tensión al energizar, y al establecer la sincronización con los otros subsistemas, deben contar con estudios para reducir las diferencias. Como se ha dicho anteriormente, las zonas aisladas pueden presentar problemas al haber estado un tiempo sin alimentación los servicios auxiliares de centrales y subestaciones, no pudiendo contar con la respuesta esperada de apoyo en la reposición del servicio. 'HVODVWUHGHFDUJDV

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Durante las primeras fases de la reposición el sistema está bajo control manual, dentro de los márgenes de frecuencia y tensión tolerados. Entonces entran las baterías de condensadores y pudiéndose activar los relés de baja frecuencia. En conclusión, se deduce la gran complejidad de la reposición del servicio, ya que cada perturbación tiene asociados unos problemas de reposición, jugando en cada caso el operador un papel muy importante, difícil de sustituir totalmente con sistemas automáticos. Los sistemas expertos pueden ayudar al entrenamiento del operador y en el estudio de la aleatoriedad del problema mediante métodos heurísticos.

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