Valoración del Impacto de Contingencias de Subestaciones en los Sistemas Eléctricos de Potencia. Noviembre 2012

Valoración del Impacto de Contingencias de Subestaciones en los Sistemas Eléctricos de Potencia Noviembre 2012

CONTENIDO 1. Metodología General. 2. Índice de Severidad Operativa. 3. Índice de Riesgo de la Configuración. 4. Ejemplo de Aplicación.

METODOLOGÍA GENERAL La principal característica de una subestación eléctrica es direccionar la energía a los centros de consumo. Así mismo, redistribuir los flujos de potencia durante eventos de falla, y garantizar la integridad, confiabilidad y seguridad de todo el Sistema. La metodología desarrollada tiene en cuenta estas características y busca establecer la severidad de la pérdida de una subestación. Una vez se determinan los índices de seguridad y riesgo para cada subestación, se establece la relación entre ellos y se determina la necesidad de una reconfiguración. Así mismo, se complementa este procedimiento con el cálculo del nivel de cortocircuito, buscando encontrar necesidades de renovación de equipos. Cálculo del Índice de Severidad Operativa para el Sistema Inicio i = 1,17,1 Para la definida en el listado del Plan de Expansión 2010-2024 Relación entre la criticidad de la y su configuración Se evalúa la necesidad de reconfigurar la Calcular el nivel de cortocircuito de la y determinar la necesidad de repotenciar Cálculo del Índice de Riesgo para la configuración de la

ÍNDICE DE SEVERIDAD OPERATIVA Inicio i = 1,17,1 Para la definida en el listado del Plan de Expansión 2010-2024 Establecer el escenario de despacho y demanda que implican grandes flujos de energía por la Simular la contingencia de la Simular la cascada asociada a la contingencia Determinar el tiempo medio de restablecimiento en función de la magnitud del evento. Cuantificar la probabilidad de este escenario Calcular la Potencia No Suministrada asociada a la falla de la Se establece la severidad Se establece para cada periodo de demanda, el escenario operativo en el cual la subestación redistribuye grandes flujos de energía. Se entenderá como grandes flujos de energía aquellos que son superiores al máximo flujo que es capaz de redistribuir la subestación, sin generar eventos de demanda no atendida. Subsecuentemente se calcula la potencia no suministrada asociada a la pérdida de la subestación, como también el tiempo medio de restablecimiento en función de la magnitud de la falla. Paralelamente al procedimiento descrito se establece la probabilidad de tener grandes flujos de energía por la subestación. Para ello se utiliza la información histórica del despacho real o una simulación del modelo energético, sin considerar los índices de indisponibilidad de las plantas y teniendo en cuenta las restricciones de la red. Finalmente se calcula la severidad como el producto de la potencia no suministrada, el tiempo medio de restablecimiento y la probabilidad del escenario anteriormente descrito. Es importante mencionar que se considera la salida de toda la subestación junto con todos sus elementos asociados, independientemente de su configuración. Posteriormente se simula la pérdida de la subestación y se modela de manera simplificada la pérdida de otros elementos (cascada), si se presentan violaciones en el Sistema.

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales G = V, E E1 GF4 GF5 Línea 3 Línea 4 Cálculo de la matriz de conectividad B V1 E2 V3 V2 E3 GF2 GF3 GF1 Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Línea 1 Línea 2 Configuración Barra Sencilla Un grafo G = (V, E) es definido por un par ordenado, donde V es conocido como vértice y E es llamado arco. Calcular la severidad de la configuración vigente en la Un grupo funcional es un conjunto de elementos, que están dispuestos de cierta manera para realizar una función determinada. Los vértices son los grupos funcionales o elementos (líneas) y los arcos son los elementos de interface (interruptores y seccionadores)

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Cto 37-35 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Cálculo de la matriz de conectividad B Int 2 Int 3 Int 4 Int 5 Int 6 GF2 Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Int 1 GF1 Transformador Calcular la severidad de la configuración vigente en la Configuración Barra Sencilla t 11 Int 9 Int 7 Int 5 Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Int 3 Int 1 Transformador GF8 Barra Sencilla GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Int 1 1 1 0 0 0 0 0 Int 2 0 1 1 0 0 0 0 Int 3 0 1 0 1 0 0 0 Int 4 0 1 0 0 1 0 0 Int 5 0 1 0 0 0 1 0 Int 6 0 1 0 0 0 0 1

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales GF4 GF5 Línea 3 Línea 4 GF2 GF3 GF1 P ij = P d i,j. P FGi + P FGj P ij = P d i,j. P E k + k i k j P E k Cálculo de la matriz de conectividad B Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Línea 1 Línea 2 Configuración Barra Sencilla D x B x PFG Calcular la severidad de la configuración vigente en la 1,2 P d 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 1,3 P 0 0 d 0 1,4 P 0 d 0 0 1,5 P d 1 0 1 0 0 1 0 0 1 0 1 0 0 0 1 PGF PGF PGF PGF PGF 1 2 3 4 5 = PBarra Plinea 1 Plinea 2 Plinea 3 Plinea 4 Probabilidad falla S/E = P12+P13+P14+P15

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Cto 37-35 Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Cálculo de la matriz de conectividad B Int 2 Int 3 Int 4 Int 5 Int 6 Int 1 GF2 Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Configuración Barra Sencilla GF1 Transformador Calcular la severidad de la configuración vigente en la 7-35 GF2 La Int 11 falla de Int 9 una línea Int 7 y el Int 5interruptor Int 3 que Int 1interconecta este Transformador elemento Cto 37-34 Cto con 37-33 el barraje, Cto 37-39 ocasiona Cto 37-40 la pérdida de los demás elementos de la subestación, es decir, la salida de los 4 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 circuitos restantes y el transformador. Int 12 Int 10 Int 8 Int 6 Int 4 Int 2 GF8

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales Cálculo de la matriz de conectividad B Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Calcular la severidad de la configuración vigente en la

Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 GF3 GF4 GF5 GF6 Cto 37-35 GF7 ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Int 2 Int 3 Int 4 Int 5 Int 6 Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de Int 1 falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de GF1 una línea, transformador o generador que se conecta al Transformador barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Configuración Barra Sencilla GF2 Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales Int 11 Int 9 Int 7 Int 5 Int 3 Int 1 GF8 Cálculo de la matriz de conectividad B Cto 37-35 Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Transformador GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Int 12 Int 10 Int 8 Int 6 Int 4 Int 2 Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la GF1 Configuración Doble Barra Calcular la severidad de la configuración vigente en la En la configuración Doble Barra Doble Interruptor la falla de la misma línea y el mismo interruptor sólo ocasiona la salida del elemento en falla, es decir, los 5 elementos restantes continúan en servicio. Se define la severidad de la falla de un elemento en la subestación, en función del número de elementos que quedan disponibles después de presentarse la contingencia, reflejando de esta manera que tan segura es una configuración.

ÍNDICE DE RIESGO DE LA CONFIGURACIÓN Este índice busca establecer para cada subestación, en función de su probabilidad de falla y el número de elementos disponibles después de la pérdida de una línea, transformador o generador que se conecta al barraje, el riesgo de la configuración vigente en dicha subestación. Inicio i = 1,n,1 Para la configuración i de la subestación objeto de evaluación Simplificación de la en grupos funcionales Riesgo Config i = Prob falla sub. Ind Config i Cálculo de la matriz de conectividad B Calcular la probabilidad de falla de la configuración vigente en la Calcular el Riesgo de la configuración vigente de la Calcular la severidad de la configuración vigente en la

EJEMPLO DE APLICACIÓN

Potencia [p.u.] EJEMPLO DE APLICACIÓN 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora [h] Generador conectado en la barra No Capacidad en (MW) 10 450 12 85 25 220 26 314 31 7 46 19 49 204 54 48 59 155 61 160 65 391 66 392 80 477 87 4 89 607 100 252 103 40 111 36

EJEMPLO DE APLICACIÓN Las simulaciones eléctricas se llevaron a cabo teniendo en cuenta un despacho total de 3667 MW y una demanda de 38 en p.u. (hora 11). Para cuantificar el indicador de Severidad Operativa, se simuló la contingencia de la subestación conformada por todos los elementos conectados al nodo 37. A saber un transformador y las líneas que interconectan las buses 37-39, 37-40, 35-37, 33-37 y 34-37. Una vez se presenta la contingencia, todos los seis (6) elementos constitutivos de la subestación salen de operación. La salida de estos elementos ocasiona la sobrecarga de otros componentes y bajas tensiones en el sistema. A pesar de no ser la hora de máxima demanda, el impacto de la contingencia es bastante fuerte bajo estas condiciones de operación. Esto se debe a que la carga del sistema está concentrada en más del 70 % en la zona de influencia de la subestación y las plantas despachadas centralmente están bastante lejos de los centros de consumo.

EJEMPLO DE APLICACIÓN En relación a la probabilidad de tener este escenario operativo, donde la subestación distribuye un flujo superior al máximo permitido, se considera un valor del 20 %. En la práctica este valor dependerá de las condiciones técnicas de las plantas de generación, su tecnología y las condiciones propias del mercado donde estén instaladas. Respecto al tiempo de restablecimiento, se consideran cuatro (4) horas, ya que el evento ocasionó la pérdida de toda la demanda del sistema. En conclusión, el Valor Esperado de la Energía No Suministrada es: El Valor Esperado de la Energía No Suministrada es: Este valor se puede normalizar respecto al consumo de energía esperado durante las cuatro (4) horas posteriores a la contingencia, es decir,

EJEMPLO DE APLICACIÓN Se consideraron dos configuraciones típicas para esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble Interruptor. Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Cto 37-35 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Int 2 Int 3 Int 4 Int 5 Int 6 GF2 Int 1 GF1 Transformador Configuración Barra Sencilla GF8 Int 11 Int 9 Int 7 Int 5 Int 3 Int 1 Cto 37-35 Cto 37-34 Cto 37-33 Cto 37-39 Cto 37-40 Transformador GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Int 12 Int 10 Int 8 Int 6 Int 4 Int 2 GF1 Configuración Doble Barra

EJEMPLO DE APLICACIÓN Matriz D Configuración Barra Sencilla Matriz D Configuración Doble Barra Doble Interruptor Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 Pd 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pd Barra Sencilla GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 Int 1 1 1 0 0 0 0 0 Int 2 0 1 1 0 0 0 0 Int 3 0 1 0 1 0 0 0 Int 4 0 1 0 0 1 0 0 Int 5 0 1 0 0 0 1 0 Int 6 0 1 0 0 0 0 1 D Barra D Interruptor GF1 GF2 GF3 GF4 GF5 GF6 GF7 GF8 Int 1 0 0 0 0 0 0 1 1 Int 2 1 0 0 0 0 0 1 0 Int 3 0 0 0 0 0 1 0 1 Int 4 1 0 0 0 0 1 0 0 Int 5 0 0 0 0 1 0 0 1 Int 6 1 0 0 0 1 0 0 0 Int 7 0 0 0 1 0 0 0 1 Int 8 1 0 0 1 0 0 0 0 Int 9 0 0 1 0 0 0 0 1 Int 10 1 0 1 0 0 0 0 0 Int 11 0 1 0 0 0 0 0 1 Int 12 1 1 0 0 0 0 0 0 Vector PFG Barra Sencilla GF1 transformador 0.014888 GF2 barra 0.001 GF3 línea 0.044958 GF4 línea 0.044958 GF5 línea 0.044958 GF6 línea 0.044958 GF7 línea 0.044958 Vector PFG D Barra D Interruptor GF1 barra 0.001 GF2 línea 0.044958 GF3 línea 0.044958 GF4 línea 0.044958 GF5 línea 0.044958 GF6 línea 0.044958 GF7 transformador 0.014888 GF8 barra 0.001

EJEMPLO DE APLICACIÓN Se consideraron dos configuraciones típicas para esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble Interruptor. Configuración Barra Sencilla Doble Barra Doble Interruptor PROBABILIDAD DE FALLA DE LA SUBESTACIÓN. Eventos de Falla de dos grupos funcionales vecionos que involucran al barraje (P FG1, P FG2 ) (P FG3, P FG2 ) (P FG4, P FG2 ) (P FG5, P FG2 ) (P FG6, P FG2 ) (P FG7, P FG2 ) (P FG1, P FG2 ) (P FG1, P FG3 ) (P FG1, P FG4 ) (P FG1, P FG5 ) (P FG1, P FG6 ) (P FG1, P FG7 ) (P FG8, P FG2 ) (P FG8, P FG3 ) (P FG8, P FG4 ) (P FG8, P FG5 ) (P FG8, P FG6 ) (P FG8, P FG7 ) Porbabilidad de falla de la subestación P 12 + P 32 + P 42 + P 52 + P 62 + P 72 P 12. P 82 +P 13. P 83 +P 14. P 84 +P 15. P 85 +P 16. P 86 +P 17. P 87 0.0015 0.0003

Seguridad Operativa EJEMPLO DE APLICACIÓN Se consideraron dos configuraciones típicas para esta subestación. Barra sencilla y Doble Barra Doble Interruptor. Configuración SEVERIDAD DE LA FALLA EN LA SUBESTACIÓN. Número de elementos disponibles en la subestación después de presentarse la pérdida de un elemento y el interruptor que lo conecta al barraje Porcentaje de indisponibilidad de la subestación [%] Barra Sencilla 0 100 Doble Barra Doble Interruptor 5 16.7 Configuración Barra Sencilla Doble Barra Doble Interruptor 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 INDICADOR DE RIESGO DE LA SUBESTACIÓN. Probabilidad Indisponibilidad [%] Riesgo Riesgo normalizado respecto a la peor configuración 0.0015 100 0.15 1 0.0003 16.7 0.0064 0.043 0.3 0.2 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Riesgo Barra Sencilla

EJEMPLO DE APLICACIÓN Una vez se establecen los dos indicadores, se determina para cada configuración la relación entre ellos. Se plantea una franja donde la subestación es susceptible a un cambio de configuración. Si el indicador de riesgo y de seguridad operativa es superior a 0.3, la subestación podría ser reconfigurada. En caso contrario sería conveniente mantener la disposición actual. De los resultados obtenidos se puede concluir que, la probabilidad de falla de una subestación de seis (6) bahías con configuración Doble Barra Doble Interruptor es menor a la probabilidad de falla de la misma subestación con configuración Barra Sencilla. En la configuración Barra Sencilla la falla de una línea y el interruptor que interconecta este elemento con el barraje, ocasiona la pérdida de los demás elementos de la subestación, es decir, la salida de los 4 circuitos restantes y el transformador. Por otro lado, en la configuración Doble Barra Doble Interruptor la falla de la misma línea y el mismo interruptor sólo ocasiona la salida del elemento en falla, es decir, los 5 elementos restantes continúan en servicio.