Análisis AGC

8/13/2019 Anlisis AGC

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UNIVERSIDAD DE CHILEFACULTAD DE CIENCIAS FSICAS Y MATEMTICAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERA ELCTRICA

ANLISIS DE UN CONTROL AUTOMTICO DE GENERACINPARA EL SING

JUAN PABLO ROJAS CURI

2006


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UNIVERSIDAD DE CHILEFACULTAD DE CIENCIAS FSICAS Y MATEMTICAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERA ELCTRICA

ANLISIS DE UN CONTROL AUTOMTICO DE GENERACIN PARA EL SING

JUAN PABLO ROJAS CURI

COMISIN EXAMINADORA CALIFICACIONESNOTA(n) (Letras) FIRMA

PROFESOR GUASR. RODRIGO PALMA BEHNKE : ............ ........................................... ................

PROFESOR CO-GUASR. OSCAR MOYA ARAVENA : ............ ........................................... ..................

PROFESOR INTEGRANTESRA. DORIS SEZ HUEICHAPAN : ............ ........................................... .................

NOTA FINAL EXAMEN DE TTULO : ............ ............................................. ................

MEMORIA PARA OPTAR AL TTULO DEINGENIERO CIVIL ELECTRICISTA

SANTIAGO DE CHILEABRIL 2006


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RESUMEN DE LA MEMORIAPARA OPTAR AL TTULO DEINGENIERO CIVIL ELECTRICISTAPOR: JUAN PABLO ROJAS CURIFECHA: 18/04/2006PROF. GUA: SR. RODRIGO PALMA BEHNKE

ANLISIS DE UN CONTROL AUTOMTICO DE GENERACIN PARA EL SING

La recientemente publicada Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio establece la obligacin de evlas ventajas y desventajas de la implementacin de un AGC ( Automatic Generation Control ) para la realizacin delControl Secundario de Frecuencia (CSF). Este trabajo busca contribuir al desarrollo de estrategias de operacilos sistemas elctricos en Chile, mediante un anlisis de las caractersticas del AGC, como base para futuros estdetallados acerca de la conveniencia de su implementacin en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SINEn la primera parte de este trabajo, se establece el estado del arte en AGC. Se define el rol de esta tecnologa control de sistemas elctricos, como parte integrante del control potencia/frecuencia, e inserto en un esqu

descentralizado de control por reas. Se identifican aspectos conceptuales y se presenta la estructura bsica delcomercial, con el fin de proyectar sus alternativas y limitaciones. Una revisin de la experiencia internacional ala compatibilidad del AGC con sistemas elctricos de diversas caractersticas, desde el punto de vista de disemercados elctricos, composicin de parque generador y modalidad de interconexin de sistemas.La segunda parte del trabajo presenta el desarrollo un modelo de simulacin de AGC, integrando la dinmicsistema elctrico con una optimizacin de los costos de operacin, haciendo uso de las plataformas Matlab y

DeepEdit , respectivamente. El modelo resultante, validado a travs de estudios de sensibilidad, tiene una aplicadocente en el entendimiento del AGC y permite asimismo una evaluacin de su impacto en la operacin del sisA partir de los antecedentes recopilados y el modelo de simulacin desarrollado, se analiza la incorporacin d

AGC al SING. Luego de establecer la compatibilidad de un AGC con el SING, se realizan simulaciones sobmismo para identificar las principales diferencias entre el desempeo del sistema bajo AGC y el caso de opermanual en tiempo real. Se evalan los siguientes ndices de desempeo tcnico y econmico: FECF (FactoEficiencia del Control de Frecuencia), esfuerzo de mquinas y costos de operacin. El anlisis cuantitaticualitativo de los resultados permite identificar mejoras que justificaran el uso de un AGC. En ambas condicionoperacin se cumple con los estndares definidos para el FECF, mejorando levemente el desempeo para el casAGC. Respecto de los esfuerzos de las mquinas, el AGC permite concentrarlos en las mquinas que realizlabor del CSF. Del anlisis de costos de operacin, si bien se verifican ahorros, stos no son directamente atriba la operacin del AGC, sino ms bien a la estructura de costos aplicada. Adicionalmente, se observan posventajas del AGC desde el punto de vista de precisin, objetividad y transparencia del despacho de generacin.El trabajo realizado abre perspectivas futuras de desarrollos en este mbito. Principalmente, se propone evaluimpacto en la seguridad del sistema de una operacin sujeta a un control fino de la frecuencia en torno a su vnominal; una caracterizacin detallada de las tareas de seguimiento de carga y CSF, con el fin de valorizar ServComplementarios asociados, y avanzar en los modelos de representacin de las distintas tecnologas de generaincluyendo la incorporacin masiva de generacin distribuida.


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Agradecimientos

Quiero expresar mis agradecimientos a quienes, de una u otra forma, han contribuido al

trmino de mis estudios en esta Facultad.

A mi madre, mi hermano y mi padre, quien no pudo ver concluida esta etapa, su comprensempeo por apoyarme en mi desarrollo profesional, y su permanente ejemplo para mi desar personal.

A mi profesor gua Dr. Rodrigo Palma, su valioso, oportuno y estusiasta apoyo humandocente. Agradezco a los profesores Dr. Oscar Moya, Dra. Doris Sez y Dr. Luis Vargasobservaciones, comentarios y buena disposicin; de la misma forma que a todos los docenquienes debo mi instruccin.

A la Direccin de Operaciones del CDEC-SING su apoyo econmico y en informacin tcal Sr. Carlos Finat su confianza, y al Sr. Felipe Morales la certera contribucin de sus consconocimientos y experiencia.

Al proyecto FONDECYT N 1050346, su contribucin econmica para el desarrollo deTrabajo de Ttulo.

Y finalmente, a compaeros con quienes compart estrechamente el rigor de nuestra carreamigos quienes me brindaron compaa en distintas etapas: Rodolfo A. Carvajal, AlejaFlores, Andrs Neely, Felipe Clry, Jorge Ramrez, Claudio Alarcn, Pablo Medina, NikTchernitchin, Andrs Chong, Fabiola Montecinos, Jaime Muoz, Sharo Escobar y CaroConcha.


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ndice

AGRADECIMIENTOS .........................................................................................................

NDICE..................................................................................................................................

NDICE DE FIGURAS ..........................................................................................................

NDICE DE TABLAS ...........................................................................................................

NDICE DE ARCHIVOS INCLUIDOS EN CD-ROM DE ANEXOS ..................................

1. INTRODUCCIN..........................................................................................................

1.1. MOTIVACIN..................................................................................................................1.2. OBJETIVOS......................................................................................................................1.3. ALCANCE........................................................................................................................1.4. ESTRUCTURA DEL TRABAJO............................................................................................ 1

2. CONTROL DE SISTEMAS ELCTRICOS...................................................................

2.1. TENDENCIAS EN MONITOREO Y CONTROL DE SISTEMAS ELCTRICOS.............................. 15

2.1.1. Esquema clsico .................................................................................................... 15 2.1.2. Escenario actual .................................................................................................... 18

2.2. CONTROL POTENCIA/ FRECUENCIA................................................................................. 202.2.1. Dinmica involucrada en el problema del control de frecuencia ......................... 20 2.2.2. Control Primario de Frecuencia ........................................................................... 23 2.2.3. Control Secundario de Frecuencia ....................................................................... 25 2.2.4. Control Terciario de Frecuencia........................................................................... 26

3. SISTEMAS AGC (AUTOMATIC GENERATION CONTROL) .................................. 2

3.1. OBJETIVOS DELAGC .....................................................................................................3.2. ELEMENTOS BSICOS DEAGC ....................................................................................... 2

3.2.1. Estrategia de control Tie-Line Bias Control ......................................................... 29 3.2.2. AGC elemental....................................................................................................... 32 3.2.3. Alcance del control AGC....................................................................................... 35

3.3. CARACTERSTICAS PRCTICAS........................................................................................ 3


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3.3.1. Consideraciones generales.................................................................................... 36 3.3.2. Implementacin: sistemas EMS/SCADA ............................................................... 37 3.3.3. Estados AGC e interaccin con el despachador ................................................... 38 3.3.4. Clculo y tratamiento del error de rea (ACE) .................................................... 39

3.3.5. Distribucin de la generacin ............................................................................... 41 3.3.6. Modos de control de unidades............................................................................... 42 3.3.7. Lgica de control de unidad .................................................................................. 43

3.4. UTILIZACIN DEAGC EN EL MUNDO.............................................................................. 443.4.1. Segn el mercado elctrico y la estructura jerrquica asociada.......................... 44 3.4.2. Segn caractersticas del sistema elctrico........................................................... 47

3.5. CONSIDERACIN DEGENERACINDISTRIBUIDA......................................................... 50

4. NORMATIVA Y PRCTICAS ASOCIADAS AL CONTROL DE FRECUENCIA... 5

4.1. CONSIDERACIONES GENERALES...................................................................................... 54.2. UCTE, EUROPACONTINENTAL...................................................................................... 5

4.2.1. Descripcin general .............................................................................................. 51 4.2.2. Polticas UCTE...................................................................................................... 52

4.3. NORDEL.....................................................................................................................4.3.1. Descripcin general .............................................................................................. 54 4.3.2. Prcticas de Control de Frecuencia...................................................................... 56

4.4. CHILE.............................................................................................................................

4.4.1. Descripcin general .............................................................................................. 57 4.4.2. Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio y prcticas actuales enControl de Frecuencia........................................................................................................... 58

5. MODELO DE AGC, APLICACIN AL SING .............................................................

5.1. OBJETIVOS Y DESCRIPCIN GENERAL DEL MODELO DESARROLLADO.............................. 62

5.2. MODELO DINMICO DEL

SING....................................................................................... 65.2.1. Dinmica de la frecuencia del sistema.................................................................. 64 5.2.2. Modelo de unidades generadoras ......................................................................... 65 5.2.3. Alcances sobre la demanda agregada, entrada al modelo ................................... 69 5.2.4. Ajuste de parmetros ............................................................................................. 69

5.3. MODELO DEAGC...........................................................................................................


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5.3.1. Estructura general................................................................................................. 77 5.3.2. Filtrado del error de rea ..................................................................................... 79 5.3.3. Lgica de control de unidad .................................................................................. 80

5.4. DESPACHOECONMICOI NCREMENTAL.......................................................................... 82

5.5. VALIDACIN DEL MODELO DINMICO DEL

SING ........................................................... 845.6. VALIDACIN DEL MODELO DEAGC ............................................................................... 85.6.1. Respuesta frente a perturbacin mediana ............................................................. 85 5.6.2. Comportamiento frente a disminucin sostenida de demanda.............................. 90

6. ANLISIS DE LA INCORPORACIN DE UN AGC EN EL SING ............................

6.1. COMPATIBILIDAD CON ELSING ..................................................................................... 96.2. COMPARACIN DE OPERACIN REAL V/S DESPACHO ECONMICO YCONTROL DE

FRECUENCIA UNIFICADOS........................................................................................................... 96.2.1. Presentacin del caso analizado y resultados obtenidos ...................................... 95 6.2.2. Discusin de los resultados desde el punto de vista del costo de generacin..... 100 6.2.3. Discusin de los resultados desde el punto de vista tcnico ............................... 101

6.3. PLANTEAMIENTO DEL ROL DE UNAGC EN LA OPERACIN DELSING .......................... 1046.4. COMPARACIN CONTROL MANUAL V/S AGC................................................................ 1056.5. ESCENARIO FUTURO: I NTERCONEXIN CON OTROS SISTEMAS....................................... 106

7. CONCLUSIONES .......................................................................................................... REFERENCIAS ....................................................................................................................

ANEXO A. GRFICOS DE VALIDACIN DEL MODELO DINMICO................... 12

ANEXO B. GRFICOS DE GENERACIN REAL......................................................... 1

ANEXO C. GRFICOS DE GENERACIN SIMULADA .............................................. 1

ANEXO D. GRFICOS DE FRECUENCIA REAL.......................................................... 1

ANEXO E. GRFICOS DE FRECUENCIA SIMULADA............................................... 1

ANEXO F. COMUNICACIN MATLAB/JAVA ............................................................. 1


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ndice de figuras

FIGURA1: A) TRES GRANDES INTERCONEXIONES ENEE.UU, [17]. B) REAS DE CONTROL ENEE.UU., 1998, [9]........17 FIGURA2: CAMBIO EN LA TOPOLOGA DE LAS REAS DE CONTROL, [13]. A) A NTIGUO ESCENARIO. B) NUEVO

ESCENARIO. .........................................................................................................................................................18 FIGURA3: EJEMPLO DE EVOLUCIN DE LA FRECUENCIA DEL SISTEMA, LUEGO DE UNA PERTURBACIN........................21 FIGURA4: ACCIN DELCONTROLPRIMARIO, SECUNDARIO YTERCIARIO DEFRECUENCIA..........................................22 FIGURA5: ESTATISMO, DROOP , O CARACTERSTICA POTENCIA/FRECUENCIA DE UN REGULADOR DE VELOCIDAD. ........24 FIGURA6: DIAGRAMA FUNCIONAL DE UN ALGORITMOAGC, CASO PARTICULAR DE SISTEMA AISLADO. ......................33 FIGURA7: ARQUITECTURA GENRICA DE UNEMS MODERNO.......................................................................................37 FIGURA8: NIVEL DE DESCENTRALIZACIN DEL MERCADO ELCTRICO, [39].................................................................45 FIGURA9: USO DEAGC EN EL MUNDO, SEGN PARQUE GENERADOR , INTERCONEXIONESAC Y TAMAO DEL SISTEMA.

............................................................................................................................................................................4 FIGURA10: SISTEMA DE TRANSMISIN DECHIPRE........................................................................................................49 FIGURA11: LA UCTE A ENERO DEL2006.....................................................................................................................52 FIGURA12: ESTRUCTURA JERRQUICA DEL MODELO COMPUTACIONAL.......................................................................63 FIGURA13: MODELOMATLAB/SIMULINK .....................................................................................................................63 FIGURA14: MODELO DE LA DINMICA DE LA FRECUENCIA DEL SISTEMA. ....................................................................65 FIGURA15: MODELO DE TURBINA DE VAPOR DE PLANTA DE CICLO COMBINADO..........................................................66 FIGURA16: MODELO DE TURBINA DE GAS DE PLANTA DE CICLO COMBINADO. .............................................................67 FIGURA17: MODELO DE UNIDAD DE CICLO COMBINADO: UNA TURBINA DE GAS, UNA TURBINA DE VAPOR ...................67

FIGURA18: MODELO DE UNIDAD DE CICLO COMBINADO: DOS TURBINAS DE GAS, UNA TURBINA DE VAPOR . ................67 FIGURA19: MODELO DE UNIDAD DE VAPOR /CARBN. ..................................................................................................67 FIGURA20: SENSIBILIDAD RESPECTO DE LA INERCIA EQUIVALENTE. ............................................................................71 FIGURA21: SENSIBILIDAD RESPECTO DE ESCALAMIENTO DE ESTATISMOS. ...................................................................71 FIGURA22: SENSIBILIDAD RESPECTO DE LA SENSIBILIDAD CARGA/FRECUENCIA. .........................................................72 FIGURA23: SENSIBILIDAD RESPECTO DE LA CTE. DE TPO. DEL RECALENTADOR DE TURBINAS DE VAPOR /CARBN. ......72 FIGURA24: SENSIBILIDAD RESPECTO DE LA CTE. DE TPO. DEL RECALENTADOR DE TURBINAS DE VAPOR(CICLO

COMBINADO) .......................................................................................................................................................73 FIGURA25: SENSIBILIDAD RESPECTO DE LA CTE. DE TPO. DE TURBINAS A GAS(CICLO COMBINADO)............................73

FIGURA26: R ESPUESTA REAL DEL SISTEMA ANTE LA SALIDA DE UNIDADCC1, CON160 [MW] APROX. ......................75 FIGURA27: R ESPUESTA SIMULADA DEL SISTEMA ANTE LA SALIDA DE UNIDADCC1, CON160 [MW] APROX...............75 FIGURA28: SENSIBILIDAD RESPECTO DE ESCALAMIENTO DER, SALIDA DE UNIDADCC1 CON160 [MW] APROX.........76 FIGURA29: R ESPUESTA SIMULADA DEL SISTEMA ANTE LA SALIDA DE UNIDADCC1, CON160 [MW] APROX.

ESCALAMIENTO DE ESTATISMOS EN2.2, AUMENTO DE INERCIA EQUIVALENTE EN5 [S].......................................76 FIGURA30: ESQUEMA GENERAL DEL ALGORITMOAGC IMPLEMENTADO.....................................................................78 FIGURA31: LGICA DE FILTRADO DELACE .................................................................................................................79 FIGURA32: LGICA DE CONTROL DE UNIDAD K, K =1..NUNIDADES..............................................................................81


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FIGURA33: MODELO DELSING EN LA HERRAMIENTADEEPEDIT.................................................................................83 FIGURA34: R ESPUESTAAGC FRENTE A MEDIANA PERTURBACIN(ESCALN DE DEMANDA DE80 [MW])..................87 FIGURA35: R ESPUESTA DE UNIDADES CICLO COMBINADO, FRENTE A ESCALN DE DEMANDA DE80 [MW].................88 FIGURA36: R ESPUESTA DE UNIDADES DE VAPOR /CARBN, FRENTE A ESCALN DE DEMANDA DE80 [MW].................89 FIGURA37: R ESPUESTAAGC FRENTE A DISMINUCIN SOSTENIDA DE DEMANDA.........................................................91

FIGURA38: R ESPUESTA DE UNIDADES1 A 4 FRENTE A DISMINUCIN SOSTENIDA DE DEMANDA...................................92 FIGURA39: R ESPUESTA DE UNIDADES5 A 9 FRENTE A DISMINUCIN SOSTENIDA DE DEMANDA...................................93 FIGURA40: COSTOS MARGINALES DE GENERACIN......................................................................................................96 FIGURA41: SIMULACIONES SIN CAMBIOS DE CONSIGNA, T ENTRE4000 Y 6000 [S] Y ENTRE13500 Y 14500 [S].........120 FIGURA42: SIMULACIONES SIN CAMBIOS DE CONSIGNA, T ENTRE16500 Y 17500 [S] Y ENTRE18000 Y 19000 [S].....121 FIGURA43: SIMULACIONES SIN CAMBIOS DE CONSIGNA, T ENTRE20100 Y 21200 [S] Y ENTRE31100 Y 32000 [S].....122 FIGURA44: SIMULACIONES SIN CAMBIOS DE CONSIGNA, T ENTRE32200 Y 33900 [S] Y ENTRE44700 Y 46400 [S].....123 FIGURA45: SIMULACIONES SIN CAMBIOS DE CONSIGNA, T ENTRE64600 Y 65600 [S] Y ENTRE68600 Y 69600 [S].....124


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ndice de tablas

TABLA1: PARQUE GENERADOR EN LOS PASES DELMER, POTENCIA INSTALADA EN[MW], [42]. ...............................48 TABLA2: CAPACIDAD INSTALADA DE POTENCIA ENCHIPRE, [43]. ...............................................................................49 TABLA3: POTENCIA INSTALADA EN EL NORDEL, AL AO2002 [50] ..........................................................................55 TABLA4: VALORES TPICOS PARA LA CONSTANTE DE TIEMPO DEL RECALENTADOR(TRH)...........................................66 TABLA5: ERROR CUADRTICO MEDIO ENTRE F. SIMULADA Y REAL, ESCALAMIENTO DE ESTATISMOS1,0 Y 2,2...........77 TABLA6: VARIANZA DEL ERROR ENTRE F. SIMULADA Y REAL, ESCALAMIENTO DE ESTATISMOS1,0 Y 2,2 ..................77 TABLA7: ERROR CUADRTICO MEDIO Y VARIANZA DEL ERROR ENTRE LA FREC. REAL Y LA SIMULADA(AJUSTE DE

PARMETROS)......................................................................................................................................................84 TABLA8: ERROR CUADRTICO MEDIO Y VARIANZA DEL ERROR ENTRE LA FREC. REAL Y LA SIMULADA(CHEQUEO). ...84 TABLA9: COEFICIENTES DE LAS CURVAS DE COSTO CUADRTICO. ...............................................................................96 TABLA10: VALORIZACIN DE LA OPERACIN REAL. ....................................................................................................97 TABLA11: VALORIZACIN DE LA OPERACIN SIMULADA. ............................................................................................97 TABLA12: CLCULO DE NDICEFECF PARA LA OPERACIN REAL Y SIMULADA...........................................................98 TABLA13: NDICE DE ESFUERZOIETI [MW/MIN], PARA CADA UNIDAD, CADA DA COMPARADO...................................99 TABLA14: R AZN Y DIFERENCIA ENTRE EL NDICE DE ESFUERZOIETI, PARA EL CASO SIMULADO RESPECTO DEL REAL.

............................................................................................................................................................................9


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ndice de archivos incluidos en CD-ROM de anexos

El CD-ROM adjunto a este trabajo contiene todos los desarrollos informticos citados en

distintos captulos, de forma de permitir reproducir los resultados de los estudios.

/src Directorio de cdigos fuente java./src/AGCServer.java Cdigo java del servidor AGC./src/AGCClient.java Cdigo java del cliente AGC./DeepEdit Directorio del modelo DeepEdit del SING./DeepEdit/CasobaseAGC.sim Modelo DeepEdit del SING./pAGC Directorio de modelo AGC en Matlab./pAGC/pAGC.m Archivo maestro del modelo./pAGC/pruebaAGC.mdl Modelo Matlab/Simulink del SING./pAGC/Costs.xls Parmetros de las curvas de costo cuadrtico./pAGC/DistFactors.xls Factores de distribucin de carga./pAGC/GenerationInit.xls Condiciones iniciales de generacin./pAGC/GenerationInit(Flat).xls Condiciones iniciales de generacin (constantes)./pAGC/GenerationSchedule.xls Programacin de generacin.

/pAGC/GenerationSchedule(Flat).xls Programacin de generacin (constante)./pAGC/Datos.rar Archivo comprimido de informacin de la operaci

real y simulada.


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1. Introduccin

1.1. Motivacin

El Control Automtico de Generacin (AGC, del ingls Automatic Generation Control ) es unsistema de control supervisor que permite ajustar centralizadamente las consignas de potactiva de unidades generadoras. Sus objetivos son mantener la frecuencia del sistema cercannominal, los intercambios de potencia con sistemas elctricos vecinos en los valores acordala generacin de determinadas unidades en valores econmicos.

En Chile, as como en otros pases, la operacin en tiempo real se ha llevado a cabo s

necesidad de un AGC durante dcadas, cumpliendo los dos primeros objetivos mencionadforma manual, obtenindose un desempeo aceptable desde el punto de vista tcniceconmico. Sin embargo, la Norma Tcnica de Seguridad y Calidad de Servicio recientemdictada [1], requiere evaluar ventajas y desventajas de la incorporacin de AGC en los sistelctricos nacionales, con el fin de realizar Control Secundario de Frecuencia. Por su parAGC es una tecnologa madura, ampliamente difundida en grandes sistemas interconectadosofrece soluciones que abarcan un espectro ms amplio que el requerido por la Norma Tcnic

Por su parte, el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es especial econtexto mundial. Caractersticas como una demanda de punta de 1500 MW, (pequea a emundial) generacin de origen preponderantemente trmico, alto porcentaje de demindustrial e inexistencia de interconexiones con los sistemas vecinos, abren muchas interrogacerca de la conveniencia de la instalacin de un AGC. En este contexto, es de gran inconocer las caractersticas, funcionalidades, potencial, requerimientos y compatibilidad dAGC con el SING, lo que constituye la motivacin de este Trabajo de Ttulo


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1.2. Objetivos

El objetivo general de este trabajo es contribuir al desarrollo de estrategias de operacin dsistemas elctricos en Chile, mediante un estudio de las caractersticas del AGC, cantecedente para futuros estudios detallados acerca de la conveniencia de su implementaciel SING.

Con este fin se han planteado los siguientes objetivos especficos:

Establecer el estado del arte en AGC, identificando aspectos conceptuales y prcticolo que refiere a diseo, implementacin y prcticas de la industria.

Realizar una primera evaluacin de la conveniencia de la incorporacin de un AGSING, mediante un modelo computacional que permita adems esquematizarfuncionamiento de esta tecnologa.

1.3. Alcance

Este trabajo comprende una presentacin del estado del arte en AGC, y la implementacin modelo computacional que permita esquematizar el funcionamiento de dicha tecnoloRepresenta, de esta forma, un primer acercamiento a los estudios contemplados por la n Norma Tcnica de Calidad y Seguridad de Suministro, identificando ventajas y desven preeliminares de la implementacin de un AGC en el SING, a travs de un anlisis cualitatcuantitativo de la operacin real y la simulada mediante el modelo.

Se busca que la revisin bibliogrfica realizada se constituya en una referencia actualizadestado del arte de la tecnologa AGC.

Est fuera del alcance de este trabajo la presentacin de un veredicto final acerca dconveniencia econmica de la implementacin de un AGC en el SING. En este aspecto,trabajo se limita a comparar la diferencia introducida en el costo de operacin, por la realiza


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de Control Secundario de Frecuencia y despacho econmico en lnea, en forma conjunta parte del AGC. El algoritmo AGC implementado no tiene el objetivo de constituirse ensolucin ptima para el SING. ste se limita a cumplir con la estructura estndar AGC y coobjetivos asociados a su operacin en un sistema aislado.

1.4. Estructura del trabajo

En funcin de los objetivos propuestos, el trabajo se estructura de la siguiente manera. La pri parte constituye el estado del arte del AGC. Se presenta el contexto en que se encuentrasistemas de control AGC, desde el punto de vista de la operacin de sistemas interconectadde su alcance como sistema de control.

Una vez entendido su contexto, se explican conceptos tericos que sustentan el esquemcontrol, se presentan aspectos detallados de su implementacin, y se repasa su utilizacin asegn estructura de mercado y caractersticas fsicas del sistema elctrico. Complementariamse tratan aspectos normativos de ciertos casos de inters, como una gran interconexisistemas (UCTE1), una interconexin en que no se utiliza AGC (NORDEL2), y el caso del SINGen Chile.

La segunda parte del trabajo presenta el desarrollo de un modelo de simulacin de AGC,integra los fenmenos dinmicos de inters con un despacho econmico en lnea, a travs dherramientas Matlab/Simulink y DeepEdit , respectivamente. Las simulaciones realizada permiten efectuar una comparacin entre la operacin real y la simulada, desde el punto dede la valorizacin de la operacin, comportamiento de las unidades generadoras e impacto frecuencia del sistema.

Finalmente, a partir del estado de arte en AGC, del anlisis del operacin real y la simuladaaspectos relacionados con la modalidad de incorporacin de un AGC a la operacin del SIN presentan las conclusiones de este trabajo.

1 UCTE,Union for the Coordination of Transmission of Electricity. 2 NORDEL, Nordic Electricity System .


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2. Control de sistemas elctricos

2.1. Tendencias en monitoreo y control de sistemas elctricos

2.1.1. Esquema clsico

Los sistemas elctricos de potencia son enormes sistemas dinmicos no lineales que involudistintos fenmenos, que interactan entre s y se desarrollan en variadas escalas de tiemalcance geogrfico. A travs de toda su extensin se encuentran desplegados mltiples sistde control, algunos de los cuales apuntan a mantener tensiones de barra y frecuencia del sisdentro de lmites que garanticen su seguridad, mientras que otros buscan contener perturbacy, en general, enfrentar condiciones anormales [2], [3].

Casi la totalidad de estos sistemas son de carcter local, es decir, realizan mediciones y efeacciones de control en un determinado punto geogrfico, sin coordinacin entre eHistricamente, y en buena medida hasta hoy, la excepcin ha sido el AGC [3]. ste correspa un control de tipo supervisor, que acta sobre las consignas de potencia activa de unidseparadas por grandes distancias, a partir de la medicin de la frecuencia del sistemintercambios de potencia con los sistemas vecinos, cerrando un lazo de control [4].

De esta forma, la tarea de realizar un control global, lento y coordinado ha recafundamentalmente sobre los despachadores, al mando de los centros de control. plataformas de monitoreo y telecontrol llamadas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition ), permiten a los despachadores efectuar un control supervisor manual sobre disticomponentes del sistema elctrico, ya sea directamente mediante telecontrol, o bien instruccverbales a terreno. Estas acciones han contado con el apoyo de herramientas computacionalanlisis de sistemas, desarrolladas ya desde los aos 70, con el objetivo principal de mejorseguridad del sistema [5].

El conjunto de SCADA, herramientas de anlisis de sistemas y AGC es lo que se conoce cEMS ( Energy Management System ). Como se ver en el punto 3.3.2, la implementacin de uAGC cae en el mbito del EMS. Sin embargo, el AGC es anterior incluso al SCADA, sie


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implementados en forma rudimentaria como controladores de frecuencia ya desde fines daos 20 [6].

A pesar del desarrollo de los centros de control, la operacin de grandes sistemas formados

interconexin de varios subsistemas no es realizada en forma global y centralizada. Desd punto de vista tcnico, esto no es practicable por las actuales limitaciones tecnolgicas, principalmente, no es deseable por consideraciones de confiabilidad de tal esquema. Descomienzo de los procesos de interconexin de sistemas, el esquema adoptado ha sido eindependencia de cada uno de ellos, respecto de labores de coordinacin tales como el cosupervisor y la operacin econmica.

As, debido a motivos histricos, geogrficos, legislativos, organizacionales o de propiedahan definido subsistemas elctricos llamados reas de control. Segn la definicin del glode trminos de la NERC [7], un rea de control o Balancing Authority Area , es un sistemaelctrico delimitado por medicin y telemetra a travs de lneas de enlace (Tie-Lines ). Controladirectamente su generacin para mantener sus intercambios de potencia programados con reas de control y contribuye a la regulacin de frecuencia de la interconexin3.

La idea detrs de la definicin de rea de control es delimitar unaresponsabilidad por la

operacin econmica y elcontrol de un sistema elctrico perteneciente a una interconexin. Lreas de control quedan delimitadas por puntos de medicin de flujos de potencia y enertravs de lneas de enlace, dado que existen acuerdos econmicos de transacciones de electria travs de ellas. Cada una debe controlar su generacin minuto a minuto, para manten balance con su demanda de potencia y con sus compromisos de intercambios de potenciareas de control vecinas, lo que a su vez repercute directamente sobre la frecuencia del sistem4.

Este proceso es llevado a cabo en forma descentralizada y confiable, en principio sin necede conocimiento de la topologa y estado del resto de la interconexin. Esta estructura es podebido a que, por un lado, el problema de la tensin es de carcter fsicamente local, y por otde la frecuencia ha sido enfrentado utilizando la estrategiaTie-Line Bias Control .

3 Los requerimientos NERC para certificar un rea de control, pueden encontrarse en [8].4 Tratado en detalle en el punto 2.2.1.


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Figura 1: a) Tres grandes interconexiones en EE.UU, [17]. b) reas de control en EE.UU., 1998, [9].

La definicin de rea de control menciona el trmino interconexin. Segn el mismo glo NERC, se infiere que este trmino hace referencia a un conjunto de reas de control o siselctrico, separado de otros sistemas por enlaces DC. En el caso de Estados Unidos y Canadtres los sistemas interconectados: Eastern, Western y ERCOT (Figura 1.a). En este trabajo, seutiliza la palabra interconexin con la misma connotacin. Los motivos de la diferenciaentre enlaces DC y AC, son mencionados en punto 3.2.1, en el contexto de la estrategiaTie-Line

Bias Control .

El rea de control opera econmicamente sus recursos de generacin, manteniendo el equide potencia dentro de sus lmites y cooperando para el Control de Frecuencia de la interconePese a que este esquema presentado se basa en la descentralizacin de las acciones de contrnecesario cierto grado de coordinacin en la operacin de grandes interconexiones. Con estse han desarrollado polticas de operacin que definen criterios comunes de seguridadistribucin de responsabilidad en tareas como el Control de Frecuencia. Esfuerzos importen este sentido han sido los realizados por la NERC en Estados Unidos y Canad [10], y elde la UCTE en Europa continental [11].

a. b.


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2.1.2. Escenario actual

Si bien el esquema general descrito en 2.1.1 es vlido hasta nuestros das, se han sumado nide complejidad al problema, principalmente originadas en la reestructuracin del sector elcen muchas partes del mundo.

La introduccin de competencia, y en algunos casos la limitada inversin en generacitransmisin, han significado mayores exigencias a los sistemas elctricos, llevndolos a puntoperacin ms cercanos a los lmites de seguridad. Transacciones realizadas hasta poco tieantes de la operacin en tiempo real, introducen cierta incertidumbre acerca del uso de lamientras que algunas interconexiones, que haban sido concebidas principalmente para a

mutuo bajo condiciones anormales de operacin, estn sometidas hoy a fuertes intercambi potencia [12]. La Figura 2 ejemplifica esta situacin, en un caso en que las tres reas de coen b), se forman a partir de la desmembracin de la empresa elctrica que satisfaca la demdel rea de control 3 en a), originando tres reas de control fuertemente ligadas desde el punvista elctrico.

a.

rea de Control 1

rea de Control 2

rea de Control 3

m

m

m

m

m

m

m

Barra de generacin o cargaLnea de transmisin internaLnea de enlacePunto de telemetra

b.

rea de Control 1

rea de Control 2

rea de Control 3

m

m

mm

m

m

m

Barra de generacin o cargaLnea de transmisinPunto de telemetra

mm

m

m

m m

mmmm

Figura 2: Cambio en la topologa de las reas de control, [13]. a) Antiguo escenario. b) Nuevo escenario.

Otra caracterstica relevante de este nuevo escenario, es la participacin de actores con intecontrapuestos, entre los que se producen numerosas y complejas transacciones [12], [14]. operaciones requieren la obtencin de nuevos conjuntos de datos, tanto en tiempo real chistricos, implicando mayor dependencia en tecnologas de la informacin para permitapropiado flujo y disponibilidad [14].


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El stress al que se han visto sometido los sistemas elctricos, ha trado consecuencias cograndes apagones vividos en Estados Unidos y Europa [15]. stos han motivado estudios qudeterminado la necesidad de medios y herramientas para prevenir el colapso del sistema fresituaciones extremas [15], [16]. Por ejemplo, se ha detectado que la falta de conciencia d

despachadores acerca del real estado del sistema, fuera del rea bajo su responsabilidad, hadeterminante en eventos deblack outs [17]-[19].

Estos hechos han incentivado mayor desarrollo de herramientas de monitoreo y control. buscan mejor aprovechamiento de la capacidad de transmisin, planificacin del sistema ben un mejor entendimiento de fenmenos dinmicos, implementacin de acciones de cocoordinadas frente a grandes perturbaciones, y desarrollo de sistemas alarma temprana [20],Algunas de las nuevas ideas que apuntan a un control con mayor grado de coordinacin, soque se describen a continuacin.

La coordinacin del control de tensin es ampliamente realizada en forma manual. Es basala inyeccin o absorcin de potencia reactiva por parte de generadores, bancos de condensadreactores serie, cambio de derivacin en transformadores, y mediante equipos FACTS ( Flexible

Alternating Current Transmission System ). Sin embargo, en este mbito se han realizadoesfuerzos exitosos en Francia [22] e Italia [23] en lo que se conoce como SVR (Secondary

Voltage Regulation ). ste consiste en la eleccin de ciertas barras llamadas pilot nodes ,fuertemente acopladas en tensin con las barras vecinas, cuyo voltaje se controla principalmmediante la coordinacin de la generacin de reactivos de centrales seleccionadas. Cabe deque el hardware y software utilizado es dedicado, es decir, su implementacin ha independiente de los sistemas EMS, al menos en estos primeros acercamientos.

Otros de los nuevos sistemas de control coordinado son los SPS (Special Protection Scheme ) oRAS ( Remedial Action Scheme ). Citando nuevamente una definicin NERC [7], un SPS o RAes diseado para detectar condiciones anormales de operacin, y tomar acciones de cocorrectivas prediseadas (distintas del aislamiento de elementos en falla), de manera de obun desempeo aceptable del sistema elctrico. Frente a una determinada combinacin de eveya sea condiciones anormales o directamente contingencias, se desconectan generadores, calneas o se conecta compensacin reactiva en distintas localizaciones en el sistema, separa


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veces por grandes distancias [18], [24]. En [25] se explican detalles de su implementacin BPA ( Bonneville Power Administration ), en los Estados Unidos.

2.2. Control potencia / frecuencia

2.2.1. Dinmica involucrada en el problema del control de frecuencia

Un problema clave en los sistemas elctricos es el hecho que la electricidad debe ser generamismo tiempo que es consumida. Idealmente, si se mantiene un equilibrio global entr potencia mecnica que las turbinas entregan sus generadores asociados, y la potencia elque consumen las cargas y la red, todas las unidades generadoras giran a la velocidad

consigna, originando tensiones de frecuencia nominal del sistema (50 [Hz]).

En la realidad, este equilibrio es continuamente perturbado, incluso en un estado de operanormal, por variaciones en la carga del sistema. A continuacin, se describe la dinmica posta un desbalance generacin/carga [26], tomando como ejemplo la desconexin intempestivun punto de inyeccin de potencia tal, que no produce desconexin de carga por baja frecu(Figura 3). El caso de desconexin de un consumo, produciendo un desbalance de potencsigno contrario, es anlogo al primero.

En las fracciones de segundo posteriores a los que se produce la desconexin, los consusiguen demandando aproximadamente la misma potencia que en el instante anterior. Por su las turbinas de las unidades generadoras son incapaces de entregar el dficit de potencia, deblas constantes de tiempo asociadas a la produccin de energa. En consecuencia, este dficcompensado mediante extraccin de energa cintica almacenada en los rotores de las mquinicindose as un descenso en la frecuencia del sistema (Figura 3, punto A).

Luego de uno o dos segundos, la cada de frecuencia es detectada por los reguladorevelocidad de las unidades generadoras. Frente a ella, stos efectan una accin proporcdirectamente sobre las vlvulas de las turbinas trmicas, o las compuertas en caso de las turhidrulicas, aumentando la potencia activa inyectada al sistema. Mientras tanto, la poteconsumida por algunas cargas disminuye en forma aproximadamente proporcional a la cad


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frecuencia, por lo que esta ltima durar hasta que la superposicin de los dos efemencionados logre igualar generacin y consumo, deteniendo la cada de frecuencia (Figu punto B).

A

B

C

D

50,00

49,95

49,90

50,05

49,85

49,80

49,75

Tiempo [s]

F r e c u e n c i a

[ H z ]

0 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60

Figura 3: Ejemplo de evolucin de la frecuencia del sistema, luego de una perturbacin.

En los segundos siguientes, debido a las constantes de tiempo de las turbinas, la inyecci potencia superar a la carga, producindose una pequea recuperacin de la frecuencia llegar a una nueva condicin de equilibrio (Figura 3, punto C). En este punto, la frecuencisistema presenta un error que se mantendr en el tiempo (Figura 3, punto D), caractersticuna accin de control proporcional. Esta situacin debe ser corregida modificando la generde potencia activa, a nivel de consignas de generacin, restaurando la condicin iniciaregulador de velocidad.

Si el tamao de la perturbacin es tal que las turbinas no pueden entregar suficiente potencia

detener la cada de frecuencia, se gatillan esquemas de desconexin de carga, de formcambiar instantneamente el signo del desbalance de potencia activa. Los umbrales de acdeben encontrarse sobre los lmites asociados a daos en las turbinas, por operacin fuera dlmites de diseo. Estos valores se encuentran entre 47,0 y 48,0 [Hz] para unidades trmic45,0 [Hz] para el caso de las hidrulicas [27].


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El fenmeno de desequilibro entre generacin y carga se da persistentemente durantoperacin en tiempo real. ste tiene diversos orgenes, manifestndose de distintos modos frecuencia del sistema, y se caracteriza por la magnitud [MW] de las variaciones, rapidecambio [MW/min] y frecuencia de los cambios de signo de las variaciones [28]. As, es po

clasificar estos desequilibrios en:

Pequeas variaciones rpidas: Ocurren en un marco de tiempo de segundos, se debenentrada y salida aleatoria de consumos.

Pequeas variaciones lentas: Se dan en un marco de tiempo de minutos a horacorresponden a variaciones sostenidas de la demanda agregada. stas tienen su origecomportamientos comunes a grandes conjuntos de cargas, por ejemplo, evolucin shorarios laborales o condiciones de temperatura ambiental.

Grandes perturbaciones: Corresponden tpicamente a desconexiones intempestivaunidades generadoras o grandes consumos.

Estos desequilibrios son enfrentados mediante el control potencia/frecuencia, realizadetapas sucesivas, cada una caracterizada por un marco de tiempo, alcance y objetivo. De ac

a la poltica UCTE de control potencia/frecuencia [11], se definen tres acciones de conControl Primario, Control Secundario y Control Terciario de Frecuencia (Figura 4).

Figura 4: Accin del Control Primario, Secundario y Terciario de Frecuencia.5

5 Fuente: Presentacin del Sr. Lorenz Mller, seminario Metodologas de Diseo de Mercados Competitivos Sector Elrctrico, .


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Los tiempos de accin para las distintas etapas del Control de Frecuencia, dependen dcaractersticas y exigencias normativas de cada sistema elctrico. La Figura 4 muestra etiempos, de acuerdo a rdenes de magnitud de la UCTE, graficando para cada etapa la potdesplegada en el tiempo, para el caso de la salida da una unidad generadora. En los sigui

puntos, se explican las acciones de control asociadas a cada una de las etapas involucradas.

2.2.2. Control Primario de Frecuencia

Corresponde a una accin de control proporcional de cada unidad, debida a sus reguladorvelocidad. Permite acotar las desviaciones de frecuencia, frente a perturbaciones en el equigeneracin/carga, en un tiempo de respuesta de pocos segundos.

El inverso del llamado estatismo odroop R es la constante de proporcionalidad quecaracteriza a esta accin. Permite ajustar la variacin en la potencia mecnica entregada poturbina, respecto de variaciones en la velocidad angular del rotor de la unidad (o lo qu proporcional, la frecuencia de la tensin). Dada una consigna, la unidad genera la potindicada, a la frecuencia nominal, permitiendo variaciones en torno a ese punto frendesviaciones en la frecuencia del sistema. A modo de ejemplo, la Figura 5 muestra ajusteestatismos de 5 y 10%, para una consigna de potencia de 60% de la capacidad nominal.

Sin embargo, debe tomarse en cuenta que durante el perodo transitorio se produce una mdesviacin de frecuencia, cuya magnitud depende de varios factores. stos son: la amplitud perturbacin, la energa cintica almacenada en los rotores de las mquinas, el nmergeneradores en Control Primario y la distribucin de la reserva primaria de potencia entre elas caractersticas dinmicas de las turbinas y sus controladores, y la sensibilidad dcarga/frecuencia (variacin en la potencia consumida respecto de la frecuencia).


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20 40 60 80 100

100

102

104

98

96

94

Potencia mecnica como % de la potencia nominal de la unidad F r e c u e n c i a c o m o

% d e

l a f r e c u e n c

i a n o m

i n a l

Estatismo 5%Estatismo 10%

[%] f R P

=

50

51

52

49

48

47

F r e c u e n c i a

[ H z ]

10 30 50 70 90

Figura 5: Estatismo,droop , o caracterstica potencia/frecuencia de un regulador de velocidad.

Por su parte, el error permanente de frecuencia debido a la caracterstica proporcional deaccin de control, alcanzado entre 10 a 30 segundos despus de la perturbacin, depende amplitud del desbalance de potencia activa, del ajuste de estatismos, y en menor medida sensibilidad carga/frecuencia de los consumos. Estos dos ltimos definen la llamada respde frecuencia del sistema, es decir, el desbalance de potencia activa en [MW] que producerror permanente de 1 [Hz]6 en rgimen permanente.

Una perturbacin en el equilibrio generacin/carga, produce desviaciones de frecuencia enel sistema interconectado, sin importar el rea de control de su origen. Por su parte, la acciControl Primario de Frecuencia se da en todas las unidades en el sistema interconecthabilitadas para dicha tarea. La correccin en la potencia inyectada efectuada por los regulade velocidad implica una desviacin de este valor, respecto del econmicamente deseadoconsiguiente, los flujos de potencia en el sistema interconectado tambin se ven afectado particular, lo son tambin los intercambios de potencia con las reas de control vecinas.

As, la restauracin del equilibrio generacin/carga efectuada por el Control Primario no resulta en una desviacin de la frecuencia respecto del valor nominal. Adicionalmente, el sisinterconectado se encuentra en un punto de operacin no deseado, desde el punto de econmico.

6 En muchos sistemas se utiliza la unidad [MW/0.1Hz]


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2.2.3. Control Secundario de Frecuencia

La funcin del Control Secundario de Frecuencia es mantener o restaurar la frecuenciasistema a su valor nominal, el equilibrio generacin/carga dentro de un rea de control; y

intercambios de potencia programados con las reas de control vecinas. Este control se llecabo mediante la modificacin de las consignas de potencia activa de unidades asignadControl Secundario, pertenecientes al rea de control en que se produce el desequilibrio.

El Control Secundario de Frecuencia puede efectuarse en forma manual mediante instrucciolos operadores de planta, o de manera automtica mediante AGC. A diferencia del CoPrimario, su accin es lenta y coordinada, tomando en cuenta caractersticas de las unidades,como su velocidad de respuesta. Abarca un marco de tiempo desde el fin de la accin del CoPrimario, hasta varios minutos, no debiendo interferir en la accin del primero.

Esta ltima consideracin es frecuente en la literatura, y debe ser interpretada cuidadosamPara esto, son necesarias ciertas aclaraciones respecto de la accin del Control PrimarSecundario. En el caso de una perturbacin de magnitud y rapidez considerable, el CoSecundario no tiene oportunidad de contener la desviacin de frecuencia. Esto se debe caractersticas dinmicas de una variacin en la potencia inyectada, originada en un camb

consigna. Por lo tanto, en este caso la accin del Control Secundario es necesariamente posa la del Control Primario.

Distinto es el caso de las pequeas variaciones de demanda, tanto del tipo rpidas y aleatocomo lentas y sostenidas Para las primeras, el Control Primario acta constantemeabsorbiendo oscilaciones de demanda de hasta 10 [MW] de amplitud, y perodos de hasta 4 por ejemplo. En este caso, el Control Secundario no acta, dado que una rpida oscilaci

demanda redunda en una rpida oscilacin de la frecuencia, fuera del alcance de su anch banda. Para las segundas, a consignas de generacin constantes, el Control Primario sigtendencia de la carga implicando una desviacin de frecuencia, que a su vez es seal de qnecesaria una correccin de consignas de generacin.


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En este segundo caso, desde la perspectiva del desempeo del Control de Frecuencia, el ideque el cambio de consigna sea casi inmediato respecto de la variacin de carga. Se tratara d proceso de seguimiento de carga (load following ) que no requerira la accin de Control Primariofrente a las variaciones sostenidas de demanda. Notar que, por lo tanto, la cantidad de Co

Secundario requerida es mayor, mientras peor es la capacidad del las unidades para efectuseguimiento de carga.

2.2.4. Control Terciario de Frecuencia

Las inevitables e imprevistas diferencias que se producen entre la operacin programada y lson manejadas por el Control Secundario. Consecuentemente, esta accin implica una desvi

con respecto a la asignacin econmica inicial de recursos, situacin que es enfrentada medel Control Terciario de Frecuencia. Dado que ste presenta distintas definiciones en el mu para efectos de este trabajo se utilizar una definicin adoptada por la UCTE, por incluiconceptos ms generales.

Las polticas UCTE [11] llaman Control Terciario de Frecuencia a cualquier cambio automo manual en el punto de operacin de generadores o cargas participantes, con el fin de: garala provisin de una adecuada reserva para control secundario y distribuir la potencia para CoSecundario entre varias unidades en la mejor manera posible, en trminos de consideraceconmicas. Para esto se considera la conexin y desconexin de unidades generadoraredistribucin de la generacin participando en regulacin secundaria, los cambios e programacin de intercambios de potencia con las reas de control vecinas; y acciones sobconsumos tal como desconexin automtica de carga.

Los sistemas integrantes de la UCTE determinan su Control Terciario a partir de alguno d

conceptos contenidos en esta definicin, encontrndose diferencias, por ejemplo, en los tieinvolucrados en su despliegue [37].


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3. Sistemas AGC (Automatic Generation Control)

3.1. Objetivos del AGC

En el anlisis de la literatura especializada se aprecia una coincidencia, en general, edefinicin de los objetivos fundamentales del AGC operando en un rea de control. Segn ulas referencias bsicas para el estudio del tema [4], estos objetivos son:

1. Mantener la frecuencia del sistema en un valor muy cercano al nominal.

2. Mantener el valor correcto de los intercambios de potencia en las lneas de enlace e

reas de control.

3. Mantener la generacin de cada unidad en el valor ms econmico.

El primer objetivo es claro y consiste en la eliminacin del error permanente que resulta accin proporcional del Control Primario de Frecuencia. El segundo objetivo equivalcumplimiento de un programa diario de intercambios de potencia con las reas de co

vecinas, comnmente originados en acuerdos econmicos entre ellas. stos objetivos coherentes con la definicin del Control Secundario de Frecuencia presentada en el punto 2.

Una funcin secundaria de AGC, estrechamente relacionada con el segundo objetivo, econtrol de los intercambios de energa con las reas de control vecinas. Las desviaciones evalores de intercambio de potencia respecto de los programados, generan un error en la entrasferida llamadoinadvertent interchange . ste es corregido por medio de trminos adicionaleal error de rea en que se basa el AGC para cumplir con el primer y segundo objetivo, tren detalle en el punto 3.2.1.

El tercer objetivo requiere de una explicacin detallada, debido a las variantes que presenta prctica. El AGC clsico, en el contexto de la antigua industria elctrica, buscaba minimizcosto de operacin de la generacin bajo su control. Para esto, calculaba la generacin bassatisfaca la demanda, y adems distribua la potencia requerida para enfrentar los desbalanc


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programados entre generacin, carga e intercambios de potencia, mediante un despeconmico en lnea.

A partir de estos objetivos, es posible establecer que el AGC realiza el Control Secundar

Frecuencia, administrando la generacin bajo su control en forma econmica. Esto ltimo, en funcin del Control de Frecuencia como del despacho de la generacin. Esta caracterizdel AGC plantea dudas respecto de dos aspectos: la operacin econmica mediante AGC enuevos mercados elctricos, y su implementacin en un sistema aislado.

La capacidad de redistribuir la generacin en lnea es una de las grandes ventajas de AGC fa un control manual de las consignas de las unidades. Sin embargo, el rol de AGC comoherramienta de optimizacin ha cambiado luego de la reestructuracin del sector elctrico mundo. En los nuevos esquemas, son mecanismos de mercado los que determinan el modque la demanda es satisfecha, no disponindose en estos casos en forma explcita de los costgeneracin. La tarea del Control de Frecuencia puede ser distribuida entre varios agentes, potencia necesaria para el Control Secundario de Frecuencia se subasta, por ejemplo, banombre de reservas de potencia para Control de Frecuencia. As, el tercer objetivo planteadtransforma en mantener la generacin en el valor programado de acuerdo a mecanismomercado.

En trminos de los objetivos planteados el caso de un sistema aislado no es ajeno a un AEn este caso, an as se puede buscar cumplir el primer y tercer objetivo mencionaEntindase como sistema aislado, para efectos de este trabajo, un sistema que no posee lnetransmisin que lo conecten con otro sistema, a travs de las cuales se pacten intercambio potencia. En el resto del captulo 3 se exponen caractersticas de los sistemas AGC que clarieste punto, para luego discutir las alternativas de aplicacin de esta tecnologa en un sisaislado como el SING, en el captulo 6 .


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3.2. Elementos bsicos de AGC

3.2.1. Estrategia de control Tie-Line Bias Control

En el caso general, los algoritmos de AGC se fundan en el clculo de un error de rea (Aarea control error ) mediante la estrategia deTie-Line Bias Control . Sus orgenes se remontan alos aos 30 [29], y es prcticamente el estndar de AGC en control por reas.

Segn esta estrategia, los dos primeros objetivos del Control Secundario de Frecuencicumplen si el AGC de cada rea de control aplica una accin de control integral proporcional/integral, a su ACE, calculado como la suma de un trmino proporcional

desviacin de frecuencia respecto al valor nominal, y el error neto en los intercambio potencia con las reas de control vecinas [30], [31].

Dada una interconexin de N reas de control, supngase una perturbacin de cargaP en una deellas. Durante el perodo transitorio, los fenmenos dinmicos involucrados generarn disfrecuencias en cada rea de control y desviaciones en los flujos de potencia entre calculando el AGC de cada rea su propio ACE j (Ec. 1). El subndice j denota una de las Nreas de control, B j el frequency bias setting escogido en el rea,f j la desviacin de frecuenciarespecto del valor nominal en el rea j y Pt,ji el error en la potencia intercambiada desde el rej hacia el rea i, siguiendo la convencin de signo positivo para un flujo en dicha direcci

j N

j j j tjii

ACE =B f + P

Ec. 1

En rgimen permanente de operacin, la frecuencia de sistema interconectado es la mism

todas las reas de control, por lo quef j = f, para todo j. El valor de este error def dependede la llamada respuesta de frecuencia ( frequency response , ), de toda la interconexin. stacorresponde a la magnitud en potencia de un escaln de generacin o carga que producedesviacin de frecuencia en rgimen permanente de 1 [Hz] respecto del valor nominal7.

7 En varios sistemas se utiliza alternativamente la unidad [MW/0,1Hz]


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El parmetro se compone en gran parte del inverso del estatismo equivalente de las unidageneradoras que participan en el Control Primario, y en menor medida de la sensibilcarga/frecuencia D [MW/Hz] de la carga en la misma (Ec. 2). As, el error permanentefrecuencia en la interconexin queda definido por la Ec. 3.

eq 1 R D= + Ec. 2

Pf =

Ec. 3

Si cada AGC aplica una accin de control de efecto integral a su ACE j, cada uno de stos sonllevados a cero. Sumando las expresiones de los ACE j, se obtiene la Ec. 4. Dado que el conjuntode las N reas de control no intercambian potencia con otras reas, la suma de todosintercambios de potencia medidos desde cada rea es cero (Ec. 5). Luego, el lado izquierdo Ec. 6 es cero, lo que a su vez implica que el error de frecuencia es cero. Finalmente, dexpresin de cada error de rea (Ec. 1), se tiene que el error de intercambio neto de potenccada rea es cero.

j N N N

j t,ji j 1 j 1 i 1

B f P 0= = =

+ = Ec. 4 j N N

t,ji j 1 i 1

P 0= =

= Ec. 5 N

j j 1

B f 0=

= Ec. 6

Esta estrategia posee una importante cualidad, que radica en la eleccin del parmetro j [MW/Hz] en cada rea de control, llamado frequency bias setting . Idealmente, si el parmetro B

es escogido igual a la respuesta de frecuencia j del rea de control, el nico ACE que es distintode cero ante una perturbacin de generacin o carga, es el del rea donde sta se ori(demostracin para el caso de dos reas en [4], afirmacin general en [32]). De esta forma, sAGC de sta rea el que trabajar principalmente en el Control Secundario de Frecuencia, lde que unidades en todas las reas hayan ejercido el Control Primario.


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La estrategiaTie-Line Bias Control es tal, que en rgimen transitorio las reas de control proveeasistencia dinmica entre s a travs del Control Primario, y todas ellas contribuyen al ContrFrecuencia de la interconexin en forma descentralizada, sin necesidad de intercambioinformacin entre ellas. Por su parte, el rea de control en que se origina una perturbacin

encargada de asignar recursos de generacin para cubrirla, y llevar la frecuencia de vuelvalor nominal.

En el caso de un sistema aislado, el primer y tercer objetivo mencionados en el punto 3.1, puser cumplidos por un AGC trabajando en el llamado modo estndarConstant Frequency Control .sta consiste en un clculo de ACE eliminando el trmino asociado a los intercambio potencia con reas de control vecinas, siendo transparente para el resto de los componenteAGC la metodologa de clculo del ACE.

En estricto rigor, este error no debiera ser llamado ACE, por no existir lneas de enlace con de control. Sin embargo, la estandarizacin de la terminologa hace natural llamar de esta forun ACE que no incluye alguno de sus trminos, pero es utilizado del mismo modo.

En el contexto del control de reas, los sistemas unidos mediante lneas DC constituyen un especial. Una de sus caractersticas ms relevantes, es su capacidad de controlar el flujo

potencia a travs de ellas por medio de electrnica de potencia. Gracias a su rapidez, sistemas de control son capaces incluso de atenuar el impacto de inestabilidades transitoamortiguar oscilaciones de potencia y enfrentar fenmenos de resonancia sub-sincrnica [33]

Desde el punto de vista del Control de Frecuencia, los enlaces DC se han utilizado en casoque se une un pequeo sistema con un gran sistema interconectado, para asistir al primersituaciones de emergencia relacionadas con estabilidad de frecuencia. Dentro de cierta bandfrecuencia, opera el modo control de potencia, y fuera de ella el modo control de frecue[33]. En el caso de dos grandes sistemas interconectados unidos mediante enlaces DC, en uno slo se producen pequeas desviaciones de frecuencia (del orden de 100 [mHz]), incfrente a salidas de los generadores ms grandes, por lo que no es necesaria esta asistencia.

As, debido al desacoplamiento de frecuencia, y en presencia de constante operacin en mcontrol de potencia, los enlaces DC constituyen una frontera para el Control Prim


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quedando caracterizando cada sistema por su propia respuesta de frecuencia. Por esta razn, noes necesario considerar los flujos de potencia a travs de enlaces DC en la ecuacin del AC bien es posible hacerlo, no tiene gran incidencia en el comportamiento del AGC. En efec NERC deja la incorporacin de dichos flujos en la ecuacin del ACE a eleccin del operado

rea de control [34].

3.2.2. AGC elemental

Un AGC es incorporado en un sistema SCADA, como una de las varias aplicaciones de softEMS disponibles hoy en da. El SCADA es la plataforma de monitoreo y telecontrol a travcual se produce la interaccin entre el despachador y el AGC, y la este ltimo con el sis

elctrico. El AGC requiere obtener mediciones de la frecuencia del rea de control, de los fde potencia a travs de las lneas de enlace, y de la potencia inyectada por las unidades bajcontrol, a la misma tasa en que se ejecuta el algoritmo de control, tpicamente cada 1 a 4Como resultado del algoritmo, se obtiene una nueva consigna, o variacin de consigna potencia para cada unidad, la cual es codificada y enviada a travs del mismo sistema SCAD

La Figura 6 muestra un diagrama funcional de un algoritmo AGC, en la forma en que simplementado comercialmente hasta ahora, considerando las particularidades de un sistemaopera en forma aislada. El primer bloque (Figura 6, (1)) representa el clculo y filtrado del AEn el caso ideal en que la constante B se ajuste igual a la respuesta de frecuencia del recontrol, el ACE refleja el tamao en [MW] de la perturbacin que dio origen a las desviacide frecuencia y de flujos entre reas.

El ACE es sometido a un proceso de filtrado. Su principal objetivo es la eliminacincomponentes de alta frecuencia en la frecuencia medida, de tal forma que el AGC no resp

ante las pequeas variaciones rpidas de carga mencionadas en 2.2.1. Visto en forma simptrata de un filtro pasa bajos. En la prctica, se incorporan filtros no lineales con el fin de ecambios de consignas innecesarios que perjudiquen a las unidades generadoras, llevar el Aun valor en promedio cercano a cero, y proveer mxima capacidad de respuesta del AGC lde perturbaciones significativas.


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Tericamente, en este punto es donde se aplica una accin integral o proporcional-intemencionada en la Norma Tcnica [1]. El inverso aditivo del ACE filtrado constituye una poterequerida (Preq) para Control de Frecuencia. Comnmente los algoritmos de AGC realizanaccin de efecto integral, es decir, tienden a anular el ACE sin retroalimentar directamen

integral del error de frecuencia, mediante la consideracin de una acumulacin del ACE.

Paralelamente al clculo y filtrado del ACE, el bloque despacho econmico o plangeneracin (Figura 6, (2)) representa la determinacin del nivel de potencia que aportar unidad bajo control AGC para satisfacer la demanda en forma econmica, y la proporcin endeterminadas unidades variarn carga en torno a dicho nivel. Esta informacin es calculadforma automtica por un mdulo de despacho econmico interno o externo al AGC propiamtal, o bien puede ser ingresada en forma manual por el despachador en el Centro de Control.

Lgica de distribucin de potencia por unidad

Clculo y filtrado delerror de rea (ACE)

Despacho econmico o plan de generacin

Lgica de control porunidad

Frecuencia del rea de control

Flujos de potencia a travs de lneasde enlace

P inyectada por

unidades bajo AGC

Modificacin de consignasde unidades bajo AGC

Potencias base

Requerimiento total devariacin de potencia en elrea de control

Factores de participacin econ.

Potencia requerida por unidad

Lmites, estado deunidades

N

i i ij j=1

ACE =B f + P

1

2

3 4

Figura 6: Diagrama funcional de un algoritmo AGC, caso particular de sistema aislado.

A partir del ACE filtrado y del nivel de potencia determinado por el despacho econmicmencionada lgica de distribucin de potencia por unidad (Figura 6, (3)) determinpotencia deseada Pd de cada unidad bajo AGC, dependiendo del modo de control asignado a


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unidad8. La Ec. 7 es la expresin general de potencia deseada para una unidad bajo la modalde control ms completa que se define en un AGC. Los trminos que la componen se expliccontinuacin.

d,k b,k k req k g,k b,k k k

P = P + rpf P + epf P - P Ec. 7

El primer trmino es una potencia base P b,k . sta corresponde a un nivel de carga para launidad, dentro de cierto intervalo de tiempo. En el AGC clsico, es la potencia despachadasatisfacer econmicamente cierto nivel de carga. Hoy, puede ser un nivel de potencia acor bilateralmente. As, la potencia base puede provenir de un despacho econmico que asignrecursos de generacin en lnea, de un programa de generacin definido a partir de cestimacin de carga, o bien corresponder a un compromiso de generacin.

El segundo trmino es una fraccin de la potencia requerida para Control de Frecuencia.llamados factores de participacin de regulacin rpf k determinan la proporcin en que la potencia proveniente del proceso de filtrado del ACE, se distribuye entre las unidades participan en dicha funcin. Como se mencion anteriormente, es comn que dichos factordeterminen hoy mediante mecanismos de mercado, sujetos a ciertas restricciones y crite

tcnicos.

El tercer trmino es una correccin de la potencia base. La continua variacin de la demdurante el da, resulta en una desviacin en la potencia inyectada respecto de la potencia bEsta se debe tanto a la accin del Control Primario, como al mismo efecto del Control Secuna travs del segundo trmino mencionado en el prrafo anterior. La diferencia entre la sumlas potencias inyectadas y la suma de las potencias base, constituye potencia que ha desplegada en tiempo real, por requerimientos fuera del alcance de la determinaciactualizacin de las potencias base. Luego, sta diferencia debe ser redistribuida en funcicriterios econmicos.

8 Ver punto 3.3.6.


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Los factores de participacin econmicos epf k , que indican la proporcin en que la unidadabsorbe la variacin de carga en el sistema, estimada como la diferencia entre el total d potencias inyectadas y las potencias base. Anlogamente al caso de las potencias base, losk pueden ser determinados antes de la operacin en tiempo real, o bien en lnea. En la prcti

definen factores de participacin econmicos de subida y de bajada, los que son utilizadola determinacin de la potencia deseada, si la potencia total exigida a las unidades se encuentun nivel superior o inferior al nivel de la potencia base total, respectivamente.

Finalmente, una lgica de control de unidad (Figura 6, (4)) determina la seal de contenviar a la unidad, basada en la diferencia entre la potencia deseada calculada y la potegenerada. En esta etapa se consideran caractersticas relevantes de las unidades, en relacicontrol potencia/frecuencia, dependientes principalmente del tipo de turbina y propiedades dcontroladores. Otras lgicas de control anexas se encuentran tambin implementadas a este nPor ejemplo, la llamada Not Tracking Logic , que tiene como objetivo detectar si la unidad no estsiguiendo las seales enviadas. Adems, se implementa una lgica que maneja distigradientes sostenidos de generacin, para una misma unidad.

3.2.3. Alcance del control AGC

La denominacin Control Automtico de Generacin puede prestarse para una interpretaerrnea acerca del alcance de su accin. Primero que todo, un AGC slo abarca el mbitocontrol de la frecuencia en un rea de control o sistema aislado, actuando sobre las consign potencia activa de las unidades generadoras, a modo de control supervisor.

En el mbito del control potencia/frecuencia, uno de los aspectos ms relevantes respectoalcance de este sistema de control es su ancho de banda. No es funcin del AGC neutra

oscilaciones de frecuencia debidas las variaciones aleatorias de carga, as como tampoco lfrenar grandes perturbaciones en el equilibrio generacin/carga, siendo stas tareas del CoPrimario de Frecuencia. Tambin est fuera del alcance del AGC amortiguar oscilacione potencia entre reas de control, o dentro de una misma rea o sistema aislado.


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Desde el punto de vista sistmico, la accin de un AGC asume como resuelto el problema potencia reactiva y la tensin. Adicionalmente, es supuesto que existen suficientes reserva potencia para satisfacer los requerimientos del sistema, as como tambin suficiente capacidtransmisin. En efecto, a primer orden, la lgica de control descrita modifica libremente

consignas de potencia, suponiendo que no existen restricciones de capacidad en el sistemtransmisin.

Sin embargo, en caso de existir, estas restricciones pueden incorporarse en forma de lmites los valores de consignas de las unidades generadoras. Esta estrategia puede ser implementadforma manual en un programa de generacin, o bien a travs de un despacho econmicorestricciones de transmisin u OPF (Optimal Power Flow ) en lnea. Sin embargo, la presencia derestricciones de transmisin puede desincentivar la implementacin de un AGC, situacin puede darse con mayor facilidad en un sistema longitudinal o radial. Esta es, en efecto, una drazones por las que no se ha implementado un AGC en el NORDEL9, cuyo caso es tratado conms detalle en el punto 4.3.

3.3. Caractersticas prcticas

3.3.1. Consideraciones generales

El AGC es una tecnologa madura, lleva dcadas de continuo desarrollo y posee amplia difuen el mundo. Una parte importante de la investigacin en AGC es realizada por la industrisistemas EMS/SCADA, y organizaciones con fines de lucro, por lo que el acceso a detalleimplementacin est, en gran medida, restringido.

Mientras en 3.2 se describe la estructura bsica de un AGC, en este punto se plantean

principales variantes de las implementaciones que ofrece el mercado de estos sistemas.

9 Contacto con Prof. Sture Lindahl, Department of Industrial Electrical Engineering and Automation, LUniversity, Sweden. ,


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3.3.2. Implementacin: sistemas EMS/SCADA

Las funciones SCADA bsicas estn relacionadas con las acciones de control supervisor may al monitoreo y registro de informacin del sistema. El AGC es una de las princip

aplicaciones adicionales que se integran en estos sistemas, dando origen a lo que se conoce cEMS/SCADA [35].

La Figura 7 muestra la arquitectura tpica de un sistema EMS/SCADA moderno. En ellobserva un conjunto de servidores que alojan distintas funcionalidades, comunicados a travuna red LAN en tiempo real. sta permite el acceso a bases de datos en tiempo real emnimo tiempo requerido para las aplicaciones crticas, como el mdulo AGC. Los distimdulos de herramientas de anlisis de red (network analysis applications ) se alojan en uno oms servidores. Actualmente, se encuentran otro tipo de aplicaciones orientadas a procoperaciones de mercado a muy poco tiempo antes de la operacin, representadas en la Figcomo Servidor de Operaciones de Mercado.

Servidor MMI

Servidor funciones SCADA

Servidor bases dedatos

Servidoraplicaciones EMS

Servidor comunicacionesinter centro control

Servidorcomunicaciones RTU

Mmico

Consola

Servidor AGC/ED

Servidoresrespaldo

Consola

Firewall

LANEMSredundante

Red WANComunicacin con otros

centros de control

Red LANComunicacin con lasRTU de las centralesIntranet

Corporativa

Internet

Servidor operacionesde mercado

Figura 7: Arquitectura genrica de un EMS moderno.

Las configuraciones de servidores, hardware y sistemas operativos varan segn el proveedoembargo, se identifica una tendencia hacia arquitecturas abiertas. sta busca garancompatibilidad con estndares de la industria, de protocolos de comunicaciones y bases de d por ejemplo, adems de capacidad de integracin con software de distintos proveedores,


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buen grado de escalabilidad. Por otro lado, estas configuraciones buscan mejorar confiabilmediante procesamiento y almacenamiento distribuido de la informacin. Por ejemplo, eFigura 7 se observa a una aplicacin crtica como AGC, alojada en un servidor exclusivo.

En la misma Figura 7 se observan los servidores de comunicaciones, en los se esquematenlaces de dos tipos. Por un lado, los enlaces con otros centros de control, y la comunicacinlas RTU ( Remote Terminal Unit ), dispositivos en planta que preprocesan informacin desde hacia las subestaciones o centrales.

Desde el punto de vista del AGC, los enlaces con otros centros de control son de relevancicaso de que forme parte de determinada jerarqua de control en un rea de control, commenciona en el punto 3.4.1. Actualmente, el estndar de comunicaciones entre centros de coes el protocolo ICCP ( Inter Control Center Protocol ).

Para la implementacin del AGC, las centrales deben poseer hardware capaz de enviar telema la estacin maestra y recibir controles. En la mayora de los casos, este intercambio de datrealiza por intermedio de una o ms RTU en cada central. Tambin es posible la comunicadirecta con el DCS ( Distributed Control System ) de la central, siempre que dicho sistema soportun protocolo de alto nivel, tpicamente Modbus. Los canales de comunicacin deben per

transmisin de telemetra y seales de regulacin (pulsos o consignas), a la tasa que se confel AGC, comnmente 1 a 4 segundos. Por su parte, los enlaces de comunicacin debenredundantes10.

3.3.3. Estados AGC e interaccin con el despachador

En el AGC se definen determinados estados de operacin. Entre los extremos de ejecuci

suspensin total de todas las funciones AGC, se definen uno o ms estados, variando en nde funciones realizadas y eventos que los gatillan.

10 Contacto con el Sr. Jorge Naccarino, ABB Houston, < [email protected]> [10 agosto 2005]


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Un estado tpico consiste en el cumplimiento de todas las funciones AGC, con excepcinenvo de seales de control a las unidades generadoras. Entre las causas posibles para suspeacciones AGC se encuentran: deteccin de error de telemetra, deteccin de unidades qusiguen las seales transmitidas, ejecucin de un proceso de entrada de datos por parte

despachador, deteccin de error en informacin enviada desde otro centro de control y detecde formacin de islas. Antiguamente, el control AGC era suspendido en caso desmembramiento del sistema [36]. Hoy en da, estos sistemas son capaces de identificar elctricas y aplicarConstant Frequency Control en cada una de ellas.

El AGC es una herramienta para la operacin en tiempo real, que lejos de reemplazadespachador, requiere de importante interaccin con l. ste puede ingresar en lnea varios d parmetros para la operacin del AGC, como los factores de participacin econmicos regulacin, umbrales del filtrado del ACE y cambio en el modo de control de las unidadesejemplo.

La generacin de alarmas bajo ciertas condiciones de frecuencia, o de reservas de poterequieren la toma de decisiones por parte del despachador, como cambios en el modo de code las unidades, o modificacin de lmites de generacin. El AGC no est diseado para todecisiones ms all del cambio de consignas de potencia activa en las unidades bajo su contro

3.3.4. Clculo y tratamiento del error de rea (ACE)

El clculo del ACE puede realizarse de diversas formas, siendoTie-Line Bias Control el modoestndar para operacin como rea de control. Se define como el error en exportacin net potencia a travs de las lneas de enlace, respecto de los valores programados, ms un tr proporcional al error de frecuencia (Ec. 8).

j j

ACE = P + B f Ec. 8

Adems deTie-Line Bias Control , existen otras modalidades de clculo del ACE. El denominaConstant Frequency Control o Flat Frequency Control , no incorpora el trmino de error en los


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intercambios programados (Ec. 9). Es de inters en el caso que un sistema no pointerconexiones con otros sistemas, o en caso de deteccin de formacin de islas, commenciona en el punto anterior.

ACE = B f Ec. 9

La modalidad Constant Net-interchange Control o Flat Tie Line Control slo considera ladesviacin en los valores de intercambios programados (Ec. 10). Es til en forma transitorcaso que se pierda la medicin de frecuencia.

j j

ACE = P Ec. 10

La eleccin del parmetro B es de gran importancia para la correcta implementacin destrategiaTie-Line Bias Control , por las consideraciones expuestas en 3.2.1. En el caso de usistema aislado, la eleccin del parmetro B se libera de la restriccin de cumplir con elTie-Line

Bias Control . El hecho que sea elegido igual a la respuesta de frecuencia del sistema slo tirelacin con la representatividad del requerimiento de potencia para corregir el error permade frecuencia, y con el comportamiento del AGC en rgimen transitorio, mas no incide e

cumplimiento de la tarea de anular el ACE.

Otras modalidades de clculo del ACE, que permiten cumplir con objetivos adicionales a loControl Secundario de Frecuencia, se originan mediante la adicin de trminos adicionalmodo Tie-Line Bias Control . Una permite corregir el error en los intercambios de energ(inadvertent interchange ) con las reas de control vecinas, originado en el error en lintercambios programados de potencia.

Otra funcin del AGC es la de correccin del error de tiempo de un reloj sincrnico. Este errores originado por operacin sostenida bajo o sobre la frecuencia nominal, por lo que su mimplica un control del promedio de la frecuencia, en torno al valor nominal.

Tal como se mencion en el punto 3.2.2, es necesario aplicar un tratamiento al ACE. Tpicamse definen umbrales, cuyo traspaso gatilla determinada accin. Un tipo de accin consiste en


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modificacin en el filtrado del ACE, tal como considerarlo cero bajo cierto umbral o motivcambio de ganancia sobre el mismo. Otro tipo son acciones sobre las unidades, tales como amodalidades de control de asistencia o bloqueo de rdenes de cambio de consigna que empel ACE. La generacin de diversas alarmas es un ejemplo importante de eventos, ya

requieren acciones por parte de los despachadores, tales como un cambio de modo de contrunidad desde unidad en potencia base a unidad reguladora de frecuencia.

En el tratamiento del ACE se utilizan usualmente filtros exponenciales y filtros de prommvil. El objetivo es evitar escalones de requerimiento de potencia, ignorar grandes valorACE de pequea duracin y desconocer pequeas variaciones aleatorias. Paralelamentutilizan variables acumuladoras de ACE, para corregir pequeos, pero persistentes valoremismo.

3.3.5. Distribucin de la generacin

Una vez filtrado el error de rea, corresponde su distribucin entre las unidades bajo AGCclculo de la potencia deseada para cada una de ellas. A continuacin se exponen algunaclaraciones complementarias a las definiciones entregadas en el punto 3.2.2, respecto dcomponentes de la potencia deseada.

El origen de las potencias base puede ser, un programa de generacin externo cuyos valoreingresados manualmente al AGC, un software de despacho econmico externo al sistema EMun mdulo de despacho econmico complemente integrado al mdulo AGC.

Los software de despacho econmico comerciales investigados utilizan una metodologa sencA partir de las curvas de costo combustible de las unidades, resuelven un despacho econ

uninodal, utilizando factores de penalizacin para considerar las prdidas. Sin embargo, a de no haberse encontrado un ejemplo en la prctica, es posible realizar la optimizacin medun mtodo ms completo, como lo es un OPF.

Respecto de los llamados factores de participacin econmicos, no se encuentra en la literuna propuesta de clculo ms all de las expuestas en [4], en que se obtienen a partir d


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suposicin de un incremento de demanda sobre un despacho uninodal, considerando factor penalizacin, ya sea en lnea o bien de una tabla de factores para distintos niveles de demand

La potencia deseada est compuesta de trminos de distinta naturaleza, actualizados en dis

escalas de tiempo. Debido a su naturaleza, las potencias base y los factores de participaeconmicos son actualizados con mucho menos frecuencia que la de ejecucin del algoritmcontrol. Por un lado, las potencias base se determinan en un perodo de duracin puede ser dhoras, hasta a lo menos cinco minutos.

Por otro lado, la diferencia entre la potencia inyectada y la potencia base, y el requerimincremental de potencia para Control de Frecuencia (Preq) se actualizan cada ciclo de ejecucindel algoritmo, lo que supone un desacoplamiento de ambas seales de control, respecto actualizacin de las potencias base. Complementariamente con el bloqueo de rdenedespacho que sobre cierto umbral del ACE producen su empeoramiento, originadas ecomponente de potencia base, esto supone cierta garanta de estabilidad del sistema de contro

3.3.6. Modos de control de unidades

La Ec. 7 es la expresin general de la potencia deseada, para una unidad bajo control AGC. prctica, existen varias modalidades de control de unidad. Entre stas vara la composicin potencia deseada, y la definicin de umbrales sobre los que vara esta definicin.

El despachador asigna los distintos modos de control disponibles, sobre la base de la operdel mercado de electricidad o planificacin centralizada, en funcin de satisfacer la demanlos requerimientos de Control de Frecuencia del sistema. Entre los modos de control tpicencuentran:

Modo carga base (baseload ): la unidad debe mantener la potencia base programada. Plo mismo, en condiciones normales no contribuye a controlar el ACE.

Modo rampa (ramp ): una unidad en este modo est cambiando su potencia base entre dvalores. Puede ser asignado directamente por el despachador en cualquier moment


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bien ser activado automticamente cuando la unidad est siguiendo un programageneracin.

Modo automtico (automatic ): para las unidades en este modo, el AGC calcula en cad

ciclo de ejecucin una potencia deseada, incluyendo todos los trminos mencionados punto 3.2.2. As, la unidad satisface la carga econmicamente, y adems ayuda a redel ACE, pudiendo generar en el mximo rango posible para la consigna.

Modo regulacin (regulation ): funciona de modo similar a carga base, con la diferencque se les permite modificar transitoriamente su generacin alrededor de su potencia ben caso que el ACE supere cierto umbral.

Modo manual (manual ): corresponde a una unidad cuya consigna es determinada poroperador de planta. Puede pasar a alguno de los modos anteriores, si el operador de plo admite en forma remota.

Modo disponible: la unidad no inyecta energa al sistema, pero est disponible para pfrente a la indicacin AGC, cuando este hecho est considerado en el programageneracin.

3.3.7. Lgica de control de unidad

Paralelamente al clculo de la potencia deseada para la unidad, el AGC recibe mediciones potencia inyectada por la misma. A partir de ellas construye un UCE (Unit Control Error ), al quele aplica filtros similares a los del caso del ACE, mencionados en el punto 3.3.4. Para cada este error es utilizado por la lgica de control de unidad para determinar la seal a envtravs del canal de comunicacin SCADA, la cual resulta en una nueva consigna. Tanto el de la consigna, como su tasa de variacin, son acotadas por lmites, como los que se menciocontinuacin.

La consigna se ve restringida por lmites duros, como la capacidad nominal de las mquinasvalor transitorio de generacin sostenida. Adicionalmente, se consideran lmites econmico


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polticas de despacho y lmites de regulacin por polticas de operacin. Adems de los lmse toman en cuenta zonas de operacin prohibidas, debidas a comportamiento errticindeseable dentro de ciertas zonas de generacin. Algunas de stas tienen su origen en posicde vlvulas, en el caso de unidades trmicas, o zonas de vibracin en el caso de unid

hidrulicas, por ejemplo. Un AGC mueve la potencia deseada rpidamente a travs de estas [38].

La seal de contr

Análisis AGC

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