DIAGNÓSTICO DE UN CASO DE RESONANCIA SUBSÍNCRONA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) UTILIZANDO EL ANÁLISIS MODAL VCONCIER-CO-T1.2/170 TRANSMISION 1 Jefferson Chávez A. Roberto Ramírez A. COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SEIN Lima, Perú

SISTEMAS INTERCONECTADOS MODERNOS SON MUY COMPLEJOS 1. INTRODUCCION PLANEAMIENTO SISTEMAS INTERCONECTADOS MODERNOS SON MUY COMPLEJOS OPERACION DISEÑO

PROBLEMAS DINÁMICOS SIGNIFICATIVOS EN LA OPERACIÓN PERDIDA DEL SINCRONISMO OSCILACIONES TORSIONALES PROBLEMAS DINÁMICOS SIGNIFICATIVOS EN LA OPERACIÓN COLAPSO DE TENSION OSCILACIONES SUBSINCRONAS OSCILACIONES ELECTROMECANICAS (DE BAJA FRECUENCIA)

Los Bancos de Capacitores serie en líneas de transmisión de gran longitud conforman la solución económica. El uso de FACTS en los sistemas de transmisión ofrece la oportunidad de utilización óptima de las instalaciones existentes. Con esta solución se incrementa la potencia transmitida y se mejora la estabilidad del sistema.

Referencia [R. D. Dunlop; R. Gutman; P. P Referencia [R.D. Dunlop; R. Gutman; P.P. Marchenko, “Analytical Development of Loadability Characteristics For EHV and UHV Transmission Lines”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-98, March/April 1979.]

500 kV, 900 km Si la línea debe operar, transmitiendo el SIL≈900 MW (1.0 p.u.), entonces el ángulo Delta tendría un valor cercano a 80º !. El criterio de seguridad desde el punto de vista de estabilidad (angular) de estado estacionario es que la línea transmita el 70 % del valor máximo [P. Kundur, Power System Stability and Control, EPRI of Electric, Mc-Graw Hill Book, Inc., 1994.]. El ángulo límite teórico entre las dos Áreas Operativas es cerca de 45 grados 500 kV, 900 km

Si en la línea se instala una apropiada compensacion serie capacitiva (Kse) y shunt inductiva (Ksh), uniformemente distribuida. Considerando un ángulo Delta máximo de cerca de 45º sin compensación solo se podría transmitir 630 MW!. Con una adecuada compensacion se puede transmitir 900 MW.

PARTE DE LA LÍNEA TRONCAL DE 500 KV CON CAPACITORES SERIE DEL SEIN DEL PERU

[Butler J. W. , Concordia C. (1956) [Butler J. W., Concordia C. (1956). Analysis of series capacitor application problems. Transactions of the American Institute of Electrical Engineers, 56, 975 – 988]

El sistema mecánico de una central termoeléctrica está formado por las masas de la turbina y las del generador síncrono, que están acopladas elásticamente. MODELO DE MASAS DEL SISTEMA MECANICO

CONDICION DE RESONANCIA SUBSINCRONA MODOS TORSIONALES f m1 f m2 f subsíncrona CONDICION DE RESONANCIA SUBSINCRONA f estator = f subsíncrona f rotor = f n - f sub. f rotor = f m1 ó f m2 MODO SUBSINCRONO

En 1970, cuando se abrió el interruptor indicado en la figura, la CT de Vapor Mohave quedo conectada radialmente a la barra Lugo, experimentándose un fenómeno que finalmente provocó daños en el eje. Los operadores no reconocieron el problema y la unidad de generación fue puesta nuevamente en operación después de algunos meses. “El eje sufrió un sobrecalentamiento debido a vibraciones mecánicas intensas producidas por la interacción adversa con el sistema de transmisión con compensación serie capacitiva”.

Los operadores vieron: En 1971 ocurrió otro incidente casi idéntico en la CT Mohave y la unidad también fue desconectada manualmente. Los operadores vieron: “luces parpadeantes y vibración en el piso de la sala de control, una excesiva corriente de campo y se activaron alarmas por las vibraciones excesivas en el sistema mecánico del eje del generador, que continuó durante unos minutos”. La inspección mostró que la parte del eje cerca de la turbina de alta presión había experimentado un calentamiento extremo debido a un esfuerzo cíclico de torsión. Un análisis metalúrgico demostró que el material del eje había experimentado un alto estrés, llevando el material hacia la condición de plasticidad. El registro de la corriente del generador mostró que la corriente estaba modulada en aproximadamente 30,5 Hz.

Las investigaciones y pruebas posteriores determinaron que se produjo por una aproximación entre la frecuencia eléctrica resonante de la red de transmisión de 500 kV compensada de 30.5 Hz con la frecuencia mecánica resonante complementaria del turbogenerador (60.0 - 30.5 Hz) de 29.5 Hz).

DEFINICION DE RESONANCIA SUBSINCRONA La Resonancia Subsíncrona es una condición del sistema eléctrico de potencia en el cual el sistema eléctrico intercambia energía con un grupo turbina-generador a una o mas frecuencias menores a la frecuencia nominal del sistema. El fenómeno se establece cuando una frecuencia natural mecánica complementaria del grupo generador-turbina coincide, o esta próxima, a una frecuencia natural de la red eléctrica. Provoca una amplificación del torque mecánico y de la aceleración sobre el eje causando fatigas en los materiales.

2. METODOS DE ANALISIS TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICOS ANALISIS MODAL BARRIDO EN FRECUENCIA

CARACTERÍSTICA BARRIDO DE FRECUENCIA ANÁLISIS MODAL SIMULACIONES EMT Identifica inestabilidad oscilatoria? Si Identifica Amplificación de Torques? Si No Requiere Modelo Detallado? No Moderado Muy detallado Si Puede ser selectivo No práctico Aplicable a grandes sistemas? Adecuado para analizar efectos de los controladores? No Si

3. MODELAMIENTO PARA EL ANALISIS MODAL COMPONENTE MAQUINA SINCRONA RED ELECTRICA SISTEMA MECANICO TURBINA-GENERADOR REGULADOR DE VELOCIDAD REGULADOR DE TENSION NIVEL DE MODELAMENTO Modelo d-q de sexto orden. Con los transitorios en el estator de las maquinas síncronas. Representada apropiadamente considerando los transitorios de baja frecuencia de la red eléctrica (2do orden). Con modelo de masas concentradas (dos ecuaciones diferenciales por masa. (Con 6 masas resulta de 12vo orden) Con un modelo de 4to orden. Mediante un modelo elemental de 3er orden.

El modelo linealizado de espacio estado del sistema es de orden 27. El programa de Análisis Modal en Matlab (análisis de estabilidad de pequeña señal) calcula los valores y vectores propios de los modos del sistema. También permite realizar un análisis de sensibilidad respecto del grado de compensación serie.

4. DIAGNOSTICO DE CASO REAL MEDIANTE EL ANÁLISIS MODAL

CASO PERUANO – CT PUERTO BRAVO Frecuencias Modales (Hz) SISTEMA MECÁNICO DEL EJE DE TRES MASAS MODOS TORSIONALES Frecuencias Modales (Hz) Modo 0 Modo 1 Modo 2 fm0 fm1 fm2 0.0 21.9 123.4 Elaboración Propia

ANALISIS MODAL MODE BCS DE LA SUBESTACION POROMA EN SERVICIO BCS DE LA SUBESTACION POROMA FUERA DE SERVICIO -0.5655 ± 5.6924i -0.45097 ± 5.0213i 1 5.9624e-05 ± 137.4642i -0.01112 ± 137.44819i 2 -0.017965 ± 775.2329i -0.01751± 775.23018i Eléctric -2.4094 ± 201.0549i -0.018849 ± 376.9911i -2.9061± 552.89074i -5.52043 ± 376.9812i -97.8763 + 0.0000i -97.8749 + 0.0000i Others -41.2494 + 0.0000i -41.1238 + 0.0000i -25.3752 + 0.0000i -25.3655 + 0.0000i -26.0955 + 0.0000i -26.05307+ 0.0000i -0.9247 + 0.0000i -0.91858 - 0.0059i PARTE REAL NEGATIVA PARTE REAL POSITIVA (AMORTIGUAMIENTO NEGATIVO)

BARRIDO EN FRECUENCIA Modo torsional complementario de 38.1 Hz Resonancia serie en el sistema BARRIDO EN FRECUENCIA RESULTADOS DEL BARRIDO EN FRECUENCIA CON TODOS LOS BCS EN SERVICIO RESULTADOS DEL BARRIDO EN FRECUENCIA CON EL BCS DE POROMA INHABILITADO BARRIDO EN FRECUENCIA

TRANSITORIOS ELECTROMAGNETICOS SE HA SIMULADO UNA FALLA TRIFÁSICA EN LA BARRA DE ALTA TENSIÓN DE LA CENTRAL. a. BCS DE POROMA EN SERVICIO VELOCIDAD ANGULAR DEL EJE DEL TURBOGENERADOR, CON BSC DE POROMA Los resultados del análisis de transitorio electromagnético muestran que las corrientes del generador poseen componentes subsíncronas con una frecuencia de 38 Hz (Figura 7). Es evidente que esta componente aparece como consecuencia de la interacción con un modo torsional de cerca de 22 Hz. VELOCIDADES ANGULARES DEL EJE CORRIENTE EN EL GENERADOR Una sección presenta una frecuencia de 22 Hz (complemento de la frecuencia subsíncrona de 38 Hz de la red eléctrica) que tiene amortiguamiento negativo. Interacción torsional inestable (Resonancia subsíncrona)!. Las corrientes del generador poseen componentes subsíncronas con una frecuencia de 38 Hz.

b. BCS DE POROMA FUERA DE SERVICIO CORRIENTE EN EL GENERADOR, CON LA INHABILITACIÓN DEL BSC DE POROMA VELOCIDAD ANGULAR DEL EJE DEL TURBOGENERADOR, CON LA INHABILITACIÓN DEL BSC DE POROMA VELOCIDADES ANGULARES DEL EJE CORRIENTE EN EL GENERADOR Las corrientes del generador poseen componentes subsíncronas con una frecuencia de 38 Hz de menor amplitud. El modo torsional ya no tiene amortiguamiento negativo. Se ha mitigado el fenómeno de RSS.

5. CONCLUSIONES Se ha realizado el diagnóstico de un caso de RSS ocurrido en el SEIN del Perú. Con el análisis preliminar de barrido de frecuencia se observa la proximidad de las frecuencias eléctricas de resonancia serie del sistema con el modo torsional complementario, ubicándose en una zona de riesgo de RSS. Este hecho se comprueba con los resultados de las simulaciones de transitorios electromagnéticos . Este método combinado puede utilizarse como el análisis preliminar del diagnostico de un caso operativo de RSS o para lograr una apropiada utilización de banco de capacitores serie en la planificación de la transmisión, sin incrementar los riegos de RSS existentes.

Los resultados básicos del diagnóstico del caso de RSS ocurrido en el SEIN del Perú obtenidos con el Análisis Modal son coincidentes con los obtenidos mediante la aplicación de un método combinado de Barrido en Frecuencia y simulaciones de Transitorios Electromagnéticos en el dominio del tiempo. Sin embargo el Análisis Modal proporciona resultados de mayor detalle del fenómeno. Por esta razón el Análisis Modal se puede utilizar para profundizar los análisis de casos operativos ya que ofrece mayor detalle el amortiguamiento del sistema electromecánico en conjunto. En conclusión los diferentes métodos de análisis presentados se complementan para un resultado de diagnóstico de RSS y una mejor visión del fenómeno.