ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PAZ EN CONDICIONES DE AISLAMIENTO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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1 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PAZ EN CONDICIONES DE AISLAMIENTO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Rodmy Miranda Ordoñez Ing. José Salazar Trigo Resumen: El Sistema Eléctrico de La Paz, ó Sistema Norte como se lo conoce está constituido por la demanda eléctrica de la ciudad de La Paz y poblaciones aledañas, y es abastecido básicamente por generación hidroeléctrica proveniente de las centrales del Valle de Zongo y del Complejo Hidroeléctrico Taquesi, pertenecientes a La Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (COBEE S.A.) y La Empresa Hidroeléctrica Boliviana S.A. (Hidrobol) respectivamente. El Sistema Norte está interconectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en la estación Kenko, a través de un sistema de transmisión en 115 kv que luego de una elevación de tensión a 230 kv en la estación Mazo Cruz es conectada al Sistema Central en la estación Vinto. Durante la operación inicial del Complejo Hidroeléctrico Taquesi, este se ha visto afectado por la ocurrencia de reiteradas fallas en las líneas del SIN de 115 y 230 kv, que condujeron a la operación del Sistema Eléctrico de La Paz en forma aislada del resto del SIN, situación operativa en la cuál se evidenciaron una serie de episodios oscilatorios de frecuencia, potencia y voltaje que concluyeron en interrupciones de suministro de energía (blackouts) parciales o totales del área de La Paz. Debido a estos acontecimientos se vio la necesidad de profundizar el análisis de la operación del Sistema Norte en condiciones de aislamiento del SIN, y determinar la máxima potencia de exportación al área Central, estudios realizados en el presente trabajo. Con el análisis realizado se puede evidenciar que existe una relación directa de causalidad entre los episodios oscilatorios acontecidos en el Sistema Norte, cuando éste opera en forma aislada del resto del SIN, con el funcionamiento de los sistemas de regulación de velocidad de las unidades hidroeléctricas. Palabras clave: Control PID, Regulador de velocidad, Sistemas eléctricos de potencia, Operación en modo isla. 1. NOMENCLATURA La nomenclatura utilizada en este trabajo es la siguiente: K S, Ganancia del Servomotor K P, Constante proporcional K I, Constante Integral H, Constante de inercia (turbina-generador) R P, Estatismo permanente R T, Estatismo Transitorio T R, Tiempo de restitución T W, Tiempo de partida de la columna de agua T M = M = 2H, Tiempo mecánico de arranque 2. INTRODUCCIÓN El Sistema Norte constituido por la demanda eléctrica de la ciudad de La Paz y poblaciones aledañas, es abastecido de energía eléctrica por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (COBEE S.A.) y La Empresa Hidroeléctrica Boliviana S.A. (Hidrobol). Este sistema está interconectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en la estación Kenko, a través de un sistema de transmisión en 115 kv que luego de una elevación de tensión a 230 kv en la estación Mazo Cruz es conectado a la estación Vinto (Oruro). La Empresa Generadora COBEE, cuenta con las centrales hidroeléctricas: Botijlaca, Cahua, Chururaqui, Cuticucho, Harca, Huaji, Sainani, Tiquimani, Zongo y las centrales termoeléctricas: Kenko 1 y 2. Estas centrales eléctricas se encuentran ubicadas en el Valle de Zongo, y están conectadas al sistema de transmisión de 115 kv de COBEE. Las centrales hidráulicas que fueron instaladas en el Valle de Zongo desde inicios de 1900 hasta el año 1974 contaban con elementos de control y protección electromecánicos, los reguladores de velocidad o gobernadores, básicamente eran del tipo mecánico-hidráulico (acelerotaquimétrico). Pero con la expansión del Valle de Zongo, se instalaron las centrales de Zongo, Tiquimani y Huaji, y se incrementó la capacidad de generación en Cuticucho, todas estas unidades fueron equipadas con sistemas de control de velocidad electro-hidráulicos con cabezales digitales del tipo PID y con sistemas de excitación estáticos y reguladores de voltaje digitales. La Empresa Generadora Hidrobol, cuenta con las centrales hidroeléctricas: Chojlla I-II, y Yanacachi, que se encuentran ubicadas en el Complejo Hidroeléctrico Taquesi, y están interconectadas al SIN en la estación Pichu, a través de un sistema de transmisión en 115 kv. Las unidades generadoras Chojlla II y Yanacachi iniciaron su operación comercial el 19 de Junio de 2002, y

2 cuentan con equipos de control de velocidad y voltaje similares a las nuevas instalaciones del Valle de Zongo. Durante la operación inicial del Complejo Hidroeléctrico Taquesi, este se ha visto afectado por la ocurrencia de reiteradas fallas en las líneas del sistema externo de 115 y 230 kv, que condujeron a la operación del Sistema Norte en forma aislada del resto del SIN, situación operativa en la cuál se evidenciaron una serie de episodios oscilatorios que concluyeron en interrupciones de suministro de energía (blackouts) parciales o totales del área de La Paz, sin que hasta el momento estuvieran claramente establecidas las causas de los incidentes. Es importante hacer notar que la operación de las plantas Chojlla II y Yanacachi en condiciones de aislamiento del Sistema Eléctrico de La Paz ya había sido estudiada durante los estudios de inserción al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de las mencionadas instalaciones de generación, no habiéndose comprobado que las mismas pudieran ser fuente de problemas operativos de naturaleza similar a los ocurridos en la operación real. Estos episodios oscilatorios de potencia y frecuencia provocan la salida de servicio de unidades generadoras y la activación del Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC), llegando a colapsar el Sistema Eléctrico de La Paz por inestabilidad. Ejemplos de estos incidentes de falla lo constituyen las perturbaciones ocurridas en fechas , , , , y CRITERIOS GENERALES PARA SELECCIONAR PARÁMETROS OPTIMOS DEL REGULADOR DE VELOCIDAD DE UNIDADES HIDROELÉCTRICAS EN OPERACIÓN INTERCONECTADA, Y EN OPERACIÓN EN MODO ISLA La función del regulador de velocidad es medir continuamente la velocidad turbina-generador y controlar las válvulas reguladoras que ajustan el flujo de agua en la turbina, en repuesta a los cambios en la velocidad del sistema o frecuencia. Es por este motivo que la regulación primaria de frecuencia es efectuada en forma automática por los reguladores de velocidad, por lo que las unidades en operación deben estar continuamente en control de velocidad, y la reserva rotante debe ser activable en todo momento. Los parámetros del regulador de velocidad que pueden ser ajustados para el control del funcionamiento dinámico de una central hidroeléctrica son: el tiempo de restitución T R, el estatismo transitorio R T, y la ganancia del servomotor K S. Un método conveniente de analizar los efectos de las variaciones de estos parámetros sobre la estabilidad de la frecuencia, es por medio del análisis de los valores característicos. Sintonización de reguladores de velocidad de centrales hidroeléctricas El proceso de seleccionar los parámetros del controlador que cumplan con las especificaciones de desempeño se conoce como sintonización del controlador. Para una determinación óptima de los parámetros del regulador de velocidad, la estabilidad de una unidad generadora cuando alimenta una carga no sincrónica aislada debe ser considerada. Esto representa la condición más severa desde el punto de vista del control de frecuencia. Sintonización de parámetros de reguladores de velocidad mecánico-hidráulicos La tabla 1 muestra los efectos de la variación de los parámetros del regulador de velocidad en la estabilidad de la unidad hidroeléctrica Botijlaca 3, que tiene un tiempo mecánico de arranque T M de 4.35 s, y un tiempo de partida de la columna de agua T W de s. La unidad es considerada alimentando una carga aislada con una característica de potencia constante (equivalente a tener un coeficiente de amortiguamiento de 1) Tabla 1 Efectos de los parámetros del regulador de velocidad de la unidad Botijlaca 3 en operación en modo isla. Parámetros del Valores Característicos Gobernador K S R T T R Modo 1 Modo 2 Modo ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i ± i

3 La tabla 1, muestra los valores característicos asociados con tres modos que son sensibles a la variación de los parámetros del regulador de velocidad. Los primeros dos modos representados cada uno por un par de valores característicos complejos conjugados teniendo una frecuencia natural amortiguada (dada por la componente imaginaria). La estabilidad de estos dos modos es de principal importancia para la operación del generador en modo isla. El tercer modo mostrado es un modo no oscilatorio que es representado por un valor característico real. Los valores característicos reales son inversamente proporcionales a las constantes de tiempo y son una medida del tiempo de respuesta del regulador de velocidad bajo condiciones de operación en isla. Los resultados de la tabla 1, muestran que la variación de los parámetros del regulador de velocidad tienen los siguientes efectos sobre la dinámica de la unidad bajo condiciones de operación en modo isla. Un incremento en el tiempo de restitución T R del dashpot resulta en un incremento en el amortiguamiento acompañado por una reducción en la velocidad de respuesta. Un incremento en el estatismo transitorio R T resulta en un incremento en el amortiguamiento y un pequeño decremento en el tiempo de asentamiento. Un incremento en la ganancia del servomotor K S resulta en un mejoramiento en el amortiguamiento así como en la velocidad de respuesta. El mejoramiento en la velocidad de la respuesta es principalmente a través de la reducción en la constante de tiempo asociada con el modo 3. En el caso de sistemas operando en modo isla, la selección de los parámetros para asegurar que las oscilaciones tengan un buen amortiguamiento es de principal interés. Es deseable lograr esto sin tener una excesiva disminución en la velocidad de la respuesta, ya que la velocidad de la respuesta afecta la desviación máxima de la frecuencia cuando un sistema entra a operación en modo isla. Los valores de R T menores que 0.25, y T R menores que 1.5 s resultan en la inestabilidad del sistema. A medida que T R crece desde 1.5 s a 3 s, el amortiguamiento crece significativamente. El incremento de T R más allá de 3 s resulta en un mejor amortiguamiento pero con una gran disminución en la velocidad de respuesta. Esto nos indica que un apropiado valor de T R es cerca de 3 s. El valor de R T puede ser escogido para cualquier factor de amortiguamiento relativo deseado. Un buen valor para el factor de amortiguamiento relativo es Esto puede ser logrado con R T =0.3, y con T R = 3 s. Con valores altos de R T se podría producir un sobrepaso ó desviación máxima de la frecuencia excesivamente elevados. También podemos indicar que valores grandes en K S mejoran la respuesta transitoria del sistema. Dandeno, Kundur, y Bayne luego de realizar un análisis sobre el funcionamiento de las unidades en condiciones de operación en isla para diferentes combinaciones de tiempos de partida del agua T W y tiempos mecánicos de arranque T M, indican que la mejor opción para el estatismo transitorio R T y el tiempo de restitución T R están representados por las siguientes expresiones: R T T R = = [ 2.3 ( T 1) 0.15] W [ 5 ( T W 1) 0.5] T W T T W M (1) Adicionalmente, la ganancia K S del servomotor debe ser ajustada al valor máximo posible. La sintonización de los parámetros de reguladores de velocidad que aseguran una operación estable bajo condiciones de operación en isla está en conflicto con los ajustes requeridos del regulador de velocidad para carga y descarga bajo operación normal de sincronismo. Para condiciones normales de operación, durante operación interconectada, los ajustes dados por la ecuación (1) resultan en una respuesta demasiada lenta. Por lo mismo se recomienda que el tiempo de restitución T R debería ser menor que 1 s, preferiblemente cerca de 0.5 s, para condiciones normales de operación. Este conflicto puede ser resuelto utilizando un bypass de amortiguación de la siguiente manera: Con el amortiguador conectado, los ajustes satisfacen los requerimientos para una operación en isla. Con el amortiguador bypaseado, el tiempo de restitución T R tiene un valor reducido resultando en aceptables velocidades de carga y descarga. Sintonización de parámetros de reguladores de velocidad electro-hidráulicos Los reguladores de velocidad modernos para turbinas hidráulicas usan sistemas electro-

4 hidráulicos. Algunos reguladores de velocidad electro hidráulicos son provistos con controladores de 3 términos con acción proporcional-integral-derivativo (PID). La acción derivativa es beneficiosa para la operación aislada, particularmente para plantas con un gran tiempo de partida de la columna de agua (T W = 3 o más). Aunque el uso de una alta ganancia derivativa o un incremento de la ganancia transitoria resultará en excesivas oscilaciones y posibilitaría la inestabilidad cuando la unidad generadora se encuentra operando en modo interconectado al sistema eléctrico de potencia. Por este motivo la ganancia derivativa es usualmente ajustada a cero. Sin la acción derivativa la función de transferencia de un controlador PID se convertirá en un controlador PI equivalente a un regulador de velocidad mecánico-hidráulico. Las ganancias proporcional e integral pueden ser seleccionadas de manera de que resulten en los valores deseados del estatismo transitorio y tiempo de restitución. La sintonización de los controladores PID puede realizarse utilizando las reglas de Ziegler y Nichols o por el método de Cohen-Coon. Para los controladores PI, el ajuste se realizara de la siguiente manera: 1 K P K P = ; K I = ; K D = 0 (2) R T T Determinación de parámetros óptimos en los reguladores de velocidad de las unidades hidroeléctricas del Sistema Eléctrico La Paz para operación en modo isla Utilizando las ecuaciones (1), y (2), se determinaron los parámetros óptimos para una operación en modo isla del Sistema Norte. Las tablas siguientes, presentan la comparación de los parámetros óptimos y originales (Valores obtenidos del estudio de FUNSJ 1, para las unidades del Valle de Zongo y Mercados Energéticos para las unidades del Complejo Taquesi). Al comparar los parámetros originales (de FUNSJ), con los parámetros óptimos (recomendados en el presente estudio), se observa que existe un inadecuado ajuste de los reguladores de velocidad para la operación en modo isla de las unidades del Sistema Norte. 1 FUNSJ, Fundación Universidad Nacional de San Juan, Argentina R En los reguladores de velocidad electrohidráulicos las ganancias proporcionales para la operación en paralelo y en isla son iguales de acuerdo con FUNSJ, lo que hace que estás unidades tengan un comportamiento inestable cuando operan en modo isla. Gob. Mec.- hidráulicos Parámetros de FUNSJ Par. calculados con la ec. 5.1 CENTRAL Unid. Op. en Paralelo Op. en Isla Op. en Isla Rt Tr (s) Rt Tr (s) Rt Tr (s) BOTIJLACA 1 0,100 0,500 0,290 2,800 0,418 2, ,100 0,500 0,290 2,800 0,359 2, ,100 0,500 0,290 2,800 0,292 2,804 CUTICUCHO 1 0,152 1,000 (*)0,152 (*)1,000 0,172 1, ,152 1,000 (*)0,152 (*)1,000 0,173 1, ,152 1,000 (*)0,152 (*)1,000 0,139 1, ,152 1,000 (*)0,152 (*)1,000 0,207 1,673 HARCA 1 0,220 1,000 0,710 1,000 0,711 4,650 Gob. Elec..- hidráulicos CENTRAL 2 0,720 1,000 0,720 4,650 0,721 4,650 (*) Parámetros asumidos. No se tiene información de FUNSJ Unid. Parámetros de FUNSJ Par. calculados con las ec. 5.1 y 5.4 Op. en Paralelo Op. en Isla Op. En Isla Kp Ki Kp Ki Kp Ki CAHUA 1 (**)10,000 (**)2,780 (*)10,000 (*)2,780 5,143 2,341 2 (**)22,500 (**)2,780 (*)22,500 (*)2,780 5,143 2,341 CHOJ-HB1 1 (**)12,500 (**)2,500 (*)12,500 (*)2,500 1,209 0,242 CHURURAQUI 1 3,000 4,375 3,000 0,625 1,751 0, ,000 4,375 3,000 1,458 3,278 1,008 CUTICUCHO 5 5,000 4,000 1,000 0,040 2,776 0,701 HUAJI 1 1,330 2,750 1,330 1,375 5,544 2, ,000 4,125 6,000 2,063 5,374 2,535 SAINANI 1 (**)37,500 (**)25,000 (*)37,500 (*)25,000 3,676 1,693 TIQUIMANI 1 4,000 6,000 4,000 3,000 5,072 2,058 YANA-HB2 1 (**)12,500 (**)2,500 (*)12,500 (*)2,500 1,174 0,235 ZONGO 1 4,000 5,160 2,000 0,323 1,551 0,215 (**) Parámetros obtenidos de las empresas generadoras (*) Parámetros asumidos. No se tiene información de FUNSJ 4. ESTUDIO DE LA OPERACIÓN EN MODO ISLA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA PAZ ANTE LA PERDIDA DE LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN. Hipótesis del estudio Las condiciones del estudio fueron elegidas tomando como punto de partida los resultados

5 obtenidos en los estudios de inserción al MEM de los generadores del Complejo Hidroeléctrico Taquesi. En esa oportunidad se determino que la máxima potencia exportable desde el área de La Paz, a través de la línea de 115 kv Vinto Kenko 2, era del orden de los 26 MW. Ese nivel de exportación estaba condicionado por la capacidad de generación local del área de La Paz para controlar las máximas excursiones de la frecuencia producidas en el área a continuación de la salida de la línea de 115 kv Vinto Kenko. De está manera se garantizaría las condiciones de desempeño mínimo establecidas por la Resolución SSDE 127/2001 de la Superintendencia de Electricidad. Para los escenarios de cálculo correspondientes a los estados de operación en pre-falla, se consideraron los datos e información publicadas en el documento: Informe de la Programación de Mediano Plazo. Periodo Mayo 2003 Abril 2007 emitido por el Comité Nacional de Despacho de Carga en Marzo La modelación y parametrización de los sistema de regulación de voltaje y velocidad/carga, de las unidades del Sistema Norte, se realizo en base a la información del estudio de FUNSJ para las unidades de COBEE y Mercados Energéticos para las unidades de HIDROBOL. En particular, para el caso de los sistemas de regulación de velocidad/carga, fueron consideradas las siguientes dos alternativas de parametrización: Para las unidades del Complejo Hidroeléctrico Taquesi: Sistemas DTL 595 con calibración original (parametrización recomendada por Mercados Energéticos) y operación en modo de regulación de potencia. Para las unidades del Valle de Zongo: Modelos recomendados por la Universidad Nacional de San Juan Instituto de energía Eléctrica (FUNSJ) con calibración original (Parametrización obtenida en el Informe de Validación de los modelos de reguladores de tensión y velocidad ). Para las unidades del Complejo Hidroeléctrico Taquesi: Sistemas DTL 595 con calibración optimizada (ver punto 3.2) y operación en modo de regulación de potencia. Para las unidades del Valle de Zongo: Modelos recomendados por (FUNSJ) con calibración optimizada (ver punto 3.2), en el caso de las unidades generadoras pertenecientes a COBEE. f [Hz] Comparación de los resultados obtenidos mediante simulación en computadora El desempeño de los reguladores de velocidad de las unidades hidroeléctricas del Sistema Norte en condiciones de aislamiento del SIN, con los parámetros obtenidos en el punto 3.2 (parámetros recomendados para una operación optima o satisfactoria en modo isla) fue evaluado mediante simulación no lineal del sistema eléctrico de potencia. Las simulaciones fueron realizadas en el programa PETD (Programa de estabilidad transitoria y dinámica) preparado para este estudio. Caso de Estudio: Máxima demanda Las condiciones de operación en pre-falla corresponde a la máxima demanda del SIN, y está caracterizada por una exportación del Sistema Norte de 26 MW, con máxima generación conjunta en Chojlla II y Yanacachi (85 MW, 32% de la generación local). El aislamiento del Sistema Norte se produce al primer segundo (1 s) de iniciada la simulación. Las simulaciones mostradas en las Figuras 1 a 5 presentan la respuesta del Sistema Norte en operación en modo isla. Para efectos de facilitar la comparación las respuestas se han reunido por variable. La Figura 1 presenta la respuesta de la frecuencia del sistema, en la Figura 2 a 5 se muestran las potencias mecánicas, y eléctricas de las unidades YAN, CHOJII, BOT3, y HAR Frecuencia del sistema Ajuste con parametros originales Ajuste con parametros recomendados Figura 1, Transitorio de la Frecuencia del Sistema 2 A partir de Marzo 2005, se cambio el nivel de tensión de la línea Vinto-Kenko de 115 kv a 230 kv. El presente trabajo considera está elevación de tensión.

6 52 50 Yanacachi PMEC [MW], Ajuste con parametros originales PELT [MW], Ajuste con parametros originales PMEC [MW], Ajuste con parametros recomendados PELT [MW], Ajuste con parametros recomendados Figura 2, Transitorio de Potencias Mecánicas y Eléctricas Al observar la respuesta de la frecuencia del sistema (Figura 1), se destaca que las oscilaciones de baja amplitud se eliminan con los reguladores de velocidad ajustados con parámetros originales en aproximadamente 15 s. El comportamiento de la frecuencia del sistema con los reguladores de velocidad ajustados con parámetros recomendados, presenta una superioridad considerable en términos de amortiguación. Este hecho es más pronunciado en el resultado de la potencia mecánica de las turbinas de las unidades hidroeléctricas. Chojlla II PMEC [MW], Ajuste con parametros originales PELT [MW], Ajuste con parametros originales PMEC [MW], Ajuste con parametros recomendados PELT [MW], Ajuste con parametros recomendados Figura 4, Transitorio de Potencias Mecánicas y Eléctricas Al analizar las Figuras 2 a 5 se observa que las diferentes variables del Sistema Norte presentan un considerable y satisfactorio aumento de la amortiguación cuando los reguladores de velocidad se ajustan con los parámetros recomendados del punto 3.2., en relación a la operación de los reguladores de velocidad con los ajustes originales Figura 3, Transitorio de Potencias Mecánicas y Eléctricas Figura 5, Transitorio de Potencias Mecánicas y Eléctricas Se concluye entonces que el ajuste de los reguladores de velocidad con los parámetros óptimos del punto 3.2, contribuirán a mejorar el desempeño dinámico de la frecuencia en el área de La Paz cuando éste opera en isla, evitando así cualquier tendencia potencial a la

7 inestabilidad, pero este simple cambio no es suficiente para reducir el valor máximo de la excursión inicial de la frecuencia. Para modificar este valor sería necesario incrementar la velocidad máxima de cierre del distribuidor, pero bien es sabido que el ajuste de la ley de cierre del distribuidor está condicionado por restricciones de la propia instalación de aducción hidráulica más que por los requerimientos y necesidades del sistema de potencia externo a la planta. Este valor de sobrefrecuencia es superior al valor máximo de variación instantánea de 52 Hz, permitido en la resolución SSDE N 227/2004 (Condiciones de desempeño mínimo), establecidas por la Superintendencia de Electricidad el 10 de Agosto de Caso de Estudio: Mínima demanda Las condiciones de operación en pre-falla corresponde a la mínima demanda del SIN, y está caracterizada por una exportación del Sistema Norte de 26 MW, con máxima generación conjunta en Chojlla II y Yanacachi (85 MW, 79% de la generación local). El aislamiento del Sistema Norte se produce al primer segundo (1 s) de iniciada la simulación. La Figura 6 presenta la respuesta de la frecuencia del sistema, y las Figuras 7 a 10 muestran las potencias mecánicas, y eléctricas de las unidades YAN, CHOJII, BOT3, y HAR1. Figura 7, Transitorio de Potencias Mec. y Elt Para las condiciones de demanda características de las horas de valle, con un nivel de exportación de 26 MW, se observa que cuando el Sistema Norte opera en forma aislada del resto del SIN, la frecuencia alcanza un valor inicial de sobrefrecuencia cercano a 53 Hz, a continuación de la apertura de la línea de interconexión con el área Central. Frecuencia del sistema Ajuste con parametros originales Ajuste con parametros recomendados f [Hz] Figura 6, Transitorio de la Frecuencia del Sistema Figura 8, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. Al analizar las Figuras 7 a 10 se observa que las diferentes variables del Sistema Norte presentan una condición de inestabilidad cuando los reguladores de velocidad se ajustan con los parámetros originales, donde la respuesta transitoria no se amortigua. En tanto que el comportamiento transitorio y dinámico de estas variables es caracterizado por una evolución más suave y amortiguada, cuando los reguladores de velocidad son ajustados con los parámetros recomendados en el punto 3.2.

8 La Figura 11 presenta la respuesta de la frecuencia del sistema, y en las Figuras 12 a 15 se muestran las potencias mecánicas, y eléctricas de las unidades YAN, CHOJII, BOT3, y HAR1. Para este escenario, la excursión inicial de la frecuencia produce la activación del Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC), lo que da lugar al desprendimiento de carga en algunas subestaciones, en los instantes de tiempo subsiguientes a la perturbación, que para el caso analizado totaliza unos 48 MW aproximadamente. Frecuencia del sistema Ajuste con parametros originales Ajuste con parametros recomendados Figura 9, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. f [Hz] Figura 11, Transitorio de la Frecuencia del Sistema Figura 10, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. Caso de Estudio: Importación del Sistema Norte Las condiciones de operación en pre-falla son similares a las registradas en el disturbio presentado en el SIN en fecha 18 de julio de 2003, el mismo que condujo a una operación aislada del Sistema Norte. En este caso la participación del Complejo Taquesi era de 44 MW, la cuál es la generación mínima técnica especificada por HIDROBOL, y el Sistema Norte se encontraba importando 51 MW de energía desde el área Central. El aislamiento del Sistema Norte se produce al primer segundo (1 s) de iniciada la simulación. Figura 12, Transitorio de Potencias Mecánicas y Eléctricas Al observar la respuesta de la frecuencia del sistema (Figura 11) en un intervalo mayor de tiempo, se destaca que las oscilaciones de baja

9 amplitud se eliminan con los reguladores de velocidad ajustados con parámetros originales en aproximadamente 60 s. El comportamiento de la frecuencia del sistema con los reguladores de velocidad ajustados con parámetros recomendados, presenta una superioridad considerable en términos de amortiguación. de las unidades de COBEE no son adecuados para este tipo de análisis. Figura 15, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. Figura 13, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. Si bien al no reproducir el comportamiento real del Sistema Norte, no se dispone de una base documental para emitir conclusiones sobre este caso de estudio. El presente análisis nos sirve para evaluar el comportamiento de los reguladores de velocidad con los ajustes originales y recomendados, y de está manera afirmar que el comportamiento transitorio y dinámico del Sistema Norte en condiciones de aislamiento del SIN presenta una gran mejora cuando los reguladores de velocidad son ajustados con los parámetros recomendados en el punto 3.2, está situación se presenta para todas las condiciones de carga del sistema, tanto para los casos que involucra un sistema aislado con sobregeneración (exportando energía al sistema interconectado antes del disturbio) y un sistema aislado con subgeneración (importando energía del sistema interconectado antes del disturbio). Caso de Estudio: Máxima exportación del área de La Paz con parámetros óptimos Figura 14, Transitorio de Potencias Mec. y Elt. Es importante resaltar que los resultados obtenidos en la simulación de este escenario con los reguladores de velocidad ajustados con parámetros originales no lograron reproducir las oscilaciones de potencia reales ocurridas el 18 de julio de 2003, está situación se debe a que no se consideran todas las alinealidades presentes en el Sistema Norte. Asimismo debe tenerse en cuenta que los modelos de los reguladores de tensión y velocidad disponibles En el marco de las restricciones establecidas por la Resolución SSDE N 227/2004 para las variaciones transitorias máximas admisibles de la frecuencia del SIN, se ha determinado la máxima exportación desde el área de La Paz hacia el área Central. Considerando que las condiciones de operación más críticas son las correspondientes al período de mínima demanda con máximo despacho en la generación conjunta de Chojlla II y Yanacachi, se ha preparado entonces un escenario de operación en pre-falla que refleja estas

10 condiciones. Las condiciones de operación en pre-falla corresponden a la mínima demanda del SIN, con una exportación de 16 MW por la línea de interconexión y una generación de 73 MW en el Complejo Taquesi. Frecuencia del sistemta consistente con el observado en los casos anteriores en que la regulación de velocidad/carga está operando con calibraciones optimizadas. 1 COBEE f [Hz] Figura 16. Transitorio de Frecuencia Para ese nivel de exportación, la pérdida de la interconexión con el área Central conduce a un transitorio de frecuencia del área de La Paz (Figura 16) de comportamiento satisfactorio, con un nivel máximo inicial que, si bien excede transitoriamente los 51.5 Hz, el tiempo de permanencia por encima de ese nivel es inferior a 10 s, no alcanzando en ningún momento el umbral de 52 Hz. Complejo Taquesi P [MW] P [MW] BOTIJLACA III - POTENCIA MECÁNICA [MW] BOTIJLACA II - POTENCIA MECÁNICA [MW] BOTIJLACA I - POTENCIA MECÁNICA [MW] Figura 18. Transitorio de Potencia Mecánica COBEE CAHUA I - POTENCIA MECÁNICA [MW] HARCA I - POTENCIA MECÁNICA [MW] FRECUENCIA [Hz] YANACACHI - POTENCIA MECÁNICA [MW] SAINANI - POTENCIA MECÁNICA [MW] CHOJLLA II - POTENCIA MECÁNICA [MW] Figura 17. Transitorio de Potencia Mecánica La respuesta en potencia de las unidades de Chojlla II y Yanacachi es suficientemente amortiguada y su patrón de desempeño es Figura 19. Transitorio de Potencia Mecánica Se observa también que las respuestas en potencia de las unidades generadoras del Valle de Zongo son suficientemente amortiguadas. Asimismo todas las unidades en operación presentan una respuesta satisfactoria. No se observan problemas de estabilidad transitoria y dinámica en la generación que permanece operando en la isla eléctrica conformada por el área de La Paz.

11 Es importante indicar que los resultados obtenidos, realizados simulaciones en computadora utilizando el programa PETD, preparado por el autor, es similar al obtenido en el documento: Estudio de Funcionamiento del Sistema Eléctrico de La Paz aislado del SIN de MERCADOS ENERGÉTICOS, preparado para Hidroeléctrica Boliviana en Junio de 2003, donde se utilizo el simulador PSS/E. 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Existía un mal ajuste en los parámetros de los reguladores de velocidad de las unidades hidroeléctricas del Valle de Zongo (COBEE) y del Complejo Taquesi (HIDROBOL), ya que los parámetros originales del regulador de velocidad (valores obtenidos del estudio de FUNSJ y Mercados Energéticos) son prácticamente iguales para la operación en modo isla y en modo interconectado, esto ocasiona que se pierda la estabilidad cuando se encuentran operando unidades hidroeléctricas (COBEE, HIDROBOL). Es importante resaltar que la sintonización de los reguladores de velocidad de unidades hidroeléctricas que resultan en una operación estable en condiciones de operación en isla u operación aislada no son adecuados para condiciones normales de operación sincronizada. Es decir existe un conflicto en el ajuste de los parámetros de los reguladores de velocidad de unidades hidroeléctricas cuando la unidad generadora opera en modo isla y en operación sincrónica normal. Los resultados de la simulación de la operación del Sistema Norte en modo isla conducen a la conclusión de que existe una relación directa de causalidad entre los episodios oscilatorios acontecidos en el Sistema Eléctrico de La Paz, cuando éste opera en forma aislada del resto del SIN, con el funcionamiento de los sistemas de regulación de velocidad/carga de las unidades hidroeléctricas. A continuación se presenta una tabla comparativa de las respuestas de la frecuencia del Sistema Norte con los reguladores de velocidad de unidades hidroeléctricas ajustados con los parámetros originales (parámetros obtenidos en el estudio Validación de los modelos de reguladores de tensión y velocidad de FUNSJ para las unidades de COBEE, y parámetros recomendados por Mercados Energéticos para el Modelo WEHGOV en las unidades de HIDROBOL) y con parámetros recomendados (parámetros obtenidos en el punto 3.2, para una operación optima o satisfactoria en modo isla). Caso de Estudio Característica Frecuencia del Sistema Reguladores de velocidad ajustados con parámetros originales Reguladores de velocidad ajustados con parámetros recomendados Exportación de 26 MW con Sobreoscilación Máxima 1,21% 1,07% Carga Máxima Tiempo de establecimiento 15 s 15 s Exportación de 26 MW con Sobreoscilación Máxima 4,55% 4,85% Carga Mínima Tiempo de establecimiento Infinito 20 s Importación de 51 MW con Sobreoscilación Máxima 2,81% 2,63% Carga Mediana Tiempo de establecimiento 20 s 20 s La estabilidad del sistema mejora con los reguladores de velocidad ajustados con los parámetros recomendados del punto 3.2, esto se observa mejor cuando la perturbación ocurrida en el sistema es mayor (caso de estudio Exportación de 26 MW con carga mínima) Los resultados obtenidos en el punto 4, muestran que la respuesta transitoria del Sistema Norte presenta un considerable y satisfactorio aumento de la amortiguación cuando los reguladores de velocidad se ajustan con los parámetros recomendados en el punto 3.2., en relación a la operación de los reguladores de velocidad con los ajustes originales. Es importante indicar que los modelos recomendados por FUNSJ, no reflejan el comportamiento real de las unidades de COBEE, durante los transitorios caracterizados por fuertes variaciones de la frecuencia, como es el caso de la perdida de la línea de interconexión. Los problemas que las unidades del Sistema Norte han experimentado en la operación real están esencialmente ligados a un desempeño no suficientemente estabilizado de sus sistemas de regulación velocidad/carga, que se pone en evidencia cuando los generadores operan en condiciones de red aislada. Estos inconvenientes pueden ser subsanados mediante una optimización en la parametrización de los controles. Las empresas COBEE e HIDROBOL deberán obtener valores de amortiguamiento transitorio R T y tiempo de restitución T R, tales que permitan un funcionamiento más lento y amortiguado de la potencia mecánica de las unidades en operación aislada del SIN. Asimismo los agentes generadores deben realizar una revisión de los parámetros del tiempo de partida de la columna de agua T W, y de la constante de inercia H, debido a que estos valores son diferentes para cada unidad, y los mismos nos permiten encontrar los parámetros óptimos de R T y T R, según la ecuación (1)

12 La manifestación de fenómenos de inestabilidad del control de frecuencia, cuando el Sistema Norte queda aislado del resto del SIN, es más acentuada cuanto más elevada es la participación de la generación conjunta de Chojlla II y Yanacachi Norte en el despacho total de generación del área de La Paz. Es así entonces que cuando esta participación es superior al 75%, las oscilaciones en la frecuencia presentarán la mayor amplitud y serán sostenidas en el tiempo, pudiendo alcanzar valores extremos cercanos a los 53 Hz. Es evidente entonces, que un evento de estas características, pueda sensibilizar las protecciones de los generadores por máxima/mínima frecuencia, provocando la desconexión de algunos de ellos. La pérdida de unidades generadoras es un agravante del problema, al tiempo que favorece la activación del EDAC, dando lugar al desprendimiento de carga en algunas subestaciones, eventos que en su apariencia, guardan relación directa con lo ocurrido en algunas de las fallas producidas en el Sistema Norte. La máxima exportación del Sistema Norte está condicionada por la situación de carga del sistema. Es por está razón que en situación de carga máxima del SIN, el Sistema Norte puede exportar 26 MW de potencia activa, cumpliendo las condiciones de desempeño mínimo exigidos en la resolución SSDE N 227/2004. En tanto que en situación de carga mínima, con pocas unidades en giro y con una alta participación de las unidades de HIDROBOL la exportación al SIN debe ser restringida a un máximo de 16 MW para evitar que la elevación inicial de la frecuencia alcance valores que excedan ampliamente los límites máximos admitidos en la operación. Es importante resaltar que el presente trabajo realiza un análisis técnico referido a la máxima potencia de exportación del área de La Paz, y la máxima potencia exportable desde el Sistema Norte al Sistema Central está condicionado por la capacidad de la generación local del área de La Paz para controlar las máximas excursiones de la frecuencia que se producen en el área a continuación de la salida de la línea de interconexión. Si bien la máxima exportación real al área Central es del orden de 70 MW, está situación es requerida para una operación económica del SIN. Situación que no es analizada ya que al producirse la apertura de la línea bajo este escenario de carga se produciría la interrupción del suministro de energía en el área La Paz, debido a que las protecciones de sobrefrecuencia ocasionarían la salida de las unidades en operación. Autores: Rodmy Miranda Ordoñez, nació en la ciudad de La Paz, Bolivia en Recibió en grado de Bachiller en Humanidades por la Universidad Mayor de San Andrés en Es egresado de la Carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Andrés, actualmente es Supervisor Técnico en la Empresa Servicios Generales en Electricidad y Construcciones. Sus áreas de interés son: Sistemas de Control, Sistemas Eléctricos de Potencia, Electrificación Rural. José Antonio Salazar Trigo, nacido en Cochabamba, Ingeniero Electricista titulado en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), Magíster en Sistemas de Control Universidad Católica de Chile. Ex Presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga, actualmente es Director del Mercado Eléctrico Mayorista de la Superintendencia de Electricidad, Docente en la UMSA y Asesor de Tesis y Trabajos de Investigación. Señor Menber IEEE. Sus áreas de interés son: Control y Estabilidad de Sistemas Eléctricos de Potencia, lógica difusa, sistemas expertos, ingeniería biomecánica