Lectura 05 UAJMS AE_R_110_11 Condiciones Desempeño Minimo Anexo

8/16/2019 Lectura 05 UAJMS AE_R_110_11 Condiciones Desempeño Minimo Anexo

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NEXO 1 RESOLUCIÓN E N° 110/2011TRÁMITENo 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 0104-0000-0000-0001l a Paz 11 de marzo de 2011

ANEXO 1

Nuevas Condiciones de Desempeño Minimo d eJ SIN con vigencia a partir del 1 demayo de 2011

1. DEFINICIONES

Las siguientes definiciones son de aplicación específica paralas Condiciones deDesempeño Mínimo del SIN:

Desempeño Mínimo.- Es el conjunto de nivelesde calidad técnica confiabilidadoperativa con los que el sistema eléctrico debe pmstar el servicio dentro de losmárgenes de seguridad de las instalaciones. Está definido por rangos de variaciónpermitidos de parámetros representativos como tensión frecuencia seguridad deárea y nivelesde reserva.Capacidad Requerida por Seguridad •; Área.- En cada área es la capacidad degeneración requerida para mantener el ervicioy el abastecimientode acuerdo a lascondiciones de Desempeño Mínimocor la continuidad pretendida. Se determinaráteniendo en cuenta fa áemanda m á x i m ~del área la capacidad efectiva instalada lacapacidad máxima que se puede tomarde la red dadas las restricciones del sistema y la indisponibilidadsimple de instalaciones en Generación y Transmisión asociadasal área.

Unidad Generadora Forzada .- s la unidad generadora que resulta operando ogenerando en forma obligada debido a requerimientosde desempeño mínimo enunárea despiazando generaciónde menor costo en el sistema.

Estado Normal.- s el estado de operación del SIN en el que se abastece todalademanda requeridacumpliendolos parámetros de desempeño mínimo definidos paraeste estado .

Estado de Emergencia .- Es el estado de operación del SIN en el que se abastecelademanda requerida cumpliendolos parámetros de desempeño mínimo definidosparaeste estado pero fuera de los limites definidos para elEstado Normal.

Estado de Restitución.- Es el estado temporalde operación del SIN en el que noseabastece totalmente la demandarequerida.

Componentes.- Son las unidades generadoras lineas de transmisión transformadores capacitares reactor r ;e forman parte de l SIN.

Contingencia.- Es un evento que ocurre cuandoun componente del sistema eléctricoes de sconectado o sale de servido de mlnera imprevistao programada.

Reserva Rotante.- Margen de potencia mínima entre la potencia efectivay lapotencia despachada de todas las unidades sincronizadas al sistema.La reservarotante está formadapor la reserva primariay la r s r v ~secundaria.

ANEXO 1- RESOLUCiÓN AE N°110/2011 1 de 10


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ANEXO RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITENo 2011-1169-41-0-G-G-OLG

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2011

Regulación Primariade Frecuencia (Rf'F).- Es la acciónautomáticade Jos sistemasde regulación de velocidad de unidadeE generadoras, para modificar sugeneracióncon el finde compensar variacionesde ¡::otencia en el sistemaante variaciones enlademanda o por contingencias.

Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF).-Es la acción manual o automáticasobre Jos sistemas de regulación de velocidad e las unidades generadoras, paracomplementar la Regulación Primariade F1ecuencia. Su función es corregir lasdesviaciones de frecuenciay restituir los•¡aJores de reserva requeridos en el sistema.

Reserva Parada o Estática.- Es la reserva disponible enunidades generadoras dearranque rápido, que no están rotando pero están permanentementedisponibles, arequerimientodel CNDC. Su función principales restituirlos niveles parala regulaciónsecundaria de frecuencia en el menortiempoposible y para enfrentar mantenimientoso fallas permanentesde instalaciones de generación o transmisión en el SIN.Banda Muertade Frecuencia.- Rango de frecuencia dentro del cual las unidades degeneración no varían automáticamentesu potencia.

Estatismo Pennanente.- Cambio de velocidad que experimenta una unidadgeneradora al pasar desde una condiciónde vacío a una de plena carga, para unmismo ajustede la consigna de velocidad.

Sistema de Estabilización. El e s t ll i o r del sistema de potencia (PSS) es unsistema de control queincrementa el an ortiguamiento paralas oscilaciones del rotorde la unidadgeneradora medianteacció11en el sistema de excitación, produciendountorque eléctrico en fase conel desvío de velocidad delrotor.

Diagrama de capabilidad del generador .- Diagrama P-Q en el que se representanlos limites de operación de la potencia activay reactiva de una unidad generadora.Esquema de Alivio de Carga.- Esquema de desconexión automáticade carga(EDAC) por relésde baja frecuencia.

Respuesta Dinámica. Evolución respecto al tiempode variables del sistema, anteperturbaciones hasta alcanzar un nuevo estado de equilibrio (Ejm.: Tensión,Frecuencia, Potencia, etc. .

2. PARÁMETROS DE SISTEMA

2.1 FRECUENCIA

stado normal stado de emergencia

limites de 49.75 a 50.25Hz de 49.50 a 50.50 Hz

ANEXO RESOLUCIÓN AE N°11012011 , 2 de 10


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A u to r ld•l l d e F l • ~ l l z a c J 6 nyeom . _ . de ll t r tc lclad ANEXO 1- RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITENo 2 0 1 1 1 1 6 9 4 1 ~ ~ 0 D L G

CIAE 1 0 4 0 0 0 0 ~ 0 0 0 G 0 0 1La Paz, 11 de marzo de 2011

El tiempo acumulado def sistema. por variaciones de frecuencia, debe estarcomprendido entre +30 segundos adelanto) y -30 segundos atraso) y debe sercorregido por el CNDCdentrode las 24 horas siguientes a su ocurrencia.

El CDC procurarámantener la m ~.• n c i aen el valor nominalde 50 Hz . Losmárgenes definidos aplicarán enneriodos cortos necesarios para tomar lasmedidas correctivas.

2.2 TENSIÓN EN BARRAS

· ¡T ~ n s i ó n

Nominal

1

Estado norm al

-

=E ; ; ~ ode eme rgenci a l

Inmedia ta mente P . 1Jste ora aposterfor a lo L t l .continge ncia con ngenclo· e o. S a 1.10 ou de 0 .90 a 1.065 pu 13 KV 1 e 0.95 a 1.05 pude 0 .85 a 1.10 : ~ u de 0 .90 a 1.070 pu

~ a e 0 .90 a 1.050 pu ¡de 0 .95 a 1 .0 5 pu15 V

69 KV e 0 .95 a 1.05 pu

pu = or unidadEl estado de emergencia puede ser: inmediatamente posterior a unacontingencia hasta 15minutos) o posterior a una contingenc ia hasta su totalreposición)

2.3 TENSIÓNEN BORNES DEGENERADOR

------ ----------Estado de emergenci a

Estado normal Inmediatamente P -. - 1s t e r ~ or a

poster ior a la con tin ne a_ _ _ con tingencia 1- _____ __

de . ~ 5a 1.05 ~ l _ l de 0 .95 a 1.05 pu

pu =por unidad

ANEXO1 - RESOLUCIONAE N°110/2011. 3 de 10


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A u t o r i d a d do Fiac:al l : racion yContrl S o c i a l o l - c t r i e i < I M · ·

3 PARÁMETROS DE TRANSMISIÓN

ANEXO 1-RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITENo 2011-1169-41-0-0-0-DLG


3 1 CARGA MÁXIMA DE COMPONENTES

stado norm l Stado de emergend

100%de la capacidadnominal

Sobrecarga para periodosinferiores a1 5 minutos,Informado porel Agente

sobr eca rga para penado smayores a 15 min utos,

informadopor el Agente

Los Agentes informaran al CN DC la capacidad de sobrecarga de suscomponentes e instalaciones, acom 1añando, la justificación técnica que la avale.

4. PARÁMETROS DE GENERACIÓN

4 1 RESERVA OPERATIVA

4.1.1 Reserva Rotante

Los requerimientosde Reserva Rotante (Reserva Primaria Reserva Secundaria)de las unidades generadoras para la regulación primaria y secundaria defrecuencia serán calculadas en el mes de julio de cada año con validezpara elperiodo noviembre - octubre del año siguiente, segtJn la metodologíaDeterminación dela Reserva Rotante Anexo 1.1.

Los nuevos márgenes de Reserva Rotante serán aplicados en el Estudio de laProgramaciónde MedianoPlazo que se inicia en el mes de agosto de cada año.

La Reserva Rotante se aplica individualmente ala


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A ut o r id a d d e f lec:el luocló n y~ ~ ~ ~ ~ ' = ' 'J leo1rtc l4ed

• ~ • T O O S

'.NEXO 1 - RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITE No 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz , 11 de ma rzo de 2011

4 1 3 Reserva Fria de l Sistema

La Reserva Fria del Sistema se determina considerando la siguiente expresión:

RFs RTS · CE - PF)Donde:

RFs = Reserva fría del SistemaPF = Potencia Firme del SistemaRTS = Reserva Total del SistemaCE = Capacidad Efectiva de las unidades generadoras

asignadas con Potencia Firme

EL CNDC asignarápotencia de Reserva Fría del Sistema a una o más unidadesgeneradoras térmicas, no remuneradas con Potencia Firme en forma proporcionala su potencia garantizada, considerando los criterios de seguridad del Sistema,seguridad de áreas , confiabilidady costo mínimo. La Reserva Fria asignada a unaunidad generadora no podrá ser superior a su potencia garantizada.

2 GENERACIÓN DE POTENCIA REAC';IVA

t a do de e m erg en cia

Ertodo nor m l

l

lnm diotom ente posterior o Posterior o lo cont in encia

- -_ .. __ _ _o c ~ n t i n gen c i _ - - - - - -- - ~

90 lje la capacidadmáxima, determinado

por el O'ragrama deCapabilidaddel

Generador

Determin;,do por loslimitesde máximilymínimaexcitacióndel

generador

Determinadopor elDl•grnm• d• . p • ~ l l d • d1

del generador para unperiodo no superior a30

minutos

4 3 RESPUESTA DEL SISTEMA DEEXCITACIÓN

Aplica a unidades ge neradoras con potencia efectivaigualo mayor a 3MW.

a) Respu esta Dinámica : Evoluciónde la tensión sin sobre amortiguamiento

b) Sobreos cilac ión: ~ 1 5

e) n empo Máximo de Cr ecimiento Tr) de la te nsi ón terminal para pasar del10 al 90 del valor fina l { ¡

'

emento de ca r ga aplica do ), luego dehaberse a plicado un increment o de tensi ón en la refe ren c ia de l regulador :

ANEXO RESOLUCIÓNAE N°110/2011, 5 de10


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A u t o r i d a d de Fi s c l izac ión yControl S oc ial d a J lec : tñc ldac l-···· ·-- ··· - · · · · · ·

Unidad generadora

Conlicenciade generación otorgadaantes del año 2001

-- ·

ANEXO1 -RESOLUCIÓN AE N°110/2011TRÁMITE 2011-1169-41-0-0-0-DLG


Ex citatriz s t á ~: _~ · S 350 msExcitatr iz con 550• c t iflcadores rota ntes S ms- -

Otras excita rices . s 850 ms

Conlicencia degeneración otorgadaposterioral 2001

Excitatriz ~ á t i _ 1_ _ s 2 5 m~Otras excitatrices l s 350 ms 1

d) Tiempo Máximo de Establecimiento (Ts) para el rango± 5 del valor finaldel cambio en la tensión terminal :

Unidad generadora

Con licencia de generaciónotorgada antes del año 2001

Conlicencia de generaciónotorgada posterioralaño 2001

Tipo de excitatriz

Excita rriz estática

Otras excitatrices

Cualquier tipo

Ts

~ 3 seg.

s S seg.

~ 2 seg.

e) Error máximo de estado estacionarlo para una variación en la tensión dealimentación del campo principal de máquina , correspondiente al paso

~ t r eel esta d e > de vacf_oy de l e n~ carga ~ g e n e r a d o r [ . Unidad generadora Valor del error

: Con licenciade generación otorgadaantPs del año 2001 s 1~ · · ~

Con licenciade generación otorgada p n ~t e r i o ral año 2001 5 5- __ _Las unidades generadoras con capat1dades efectivasinteriores a 3 MW, no estánobligadas a cumplir estenumeral.

4.4 RESPUESTA DEL SISTEMADE REGULACIÓN DE VELOCIDAD

Aplica aunidades generadoras con potencia efectiva igual omayor a 3 MW .

a) Banda muerta de frecuencia: O00 Hz

b) Respuesta Dinámica: Evoluciónde la potencia mecánica sinsobreamortiguamiento

e) Estatismo permanente:- Unidades Térmicas,- Unidades Hidráulicas,- Unidades a Vapor,

entre 4 y 7entre 6 y 12entre 5 y 10

ANEXO 1- RESOLUCIÓNAEN°110/2011, 6 de10


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ANEXO RESOLUCIÓN AEN0110/2011TRÁMITE o 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE0104-0000-0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2 11

El valor a aplicar por el Agente Generador será el minimo de la banda, salvoque por requerimientos propios del proyecto se requiera un valor mayor dentrode estas bandas, situación que será coordinada con el CNDC.

El estatismo transito rio de reguladores de velocidad de unidadeshidroeléctricas será determinado por el Agente Generador para cada unidadgeneradora, de modo tal de obtener una respuesta dinámica estable .

d Tiempo Máximo de Establecimiento para el cambio en la potencia mecánicadel ± 1O % del valor final:

Uniá ad generadora

Con licencia de generación otorgadaantes del año 2001

·L on licenc ia de generación otorgadaposterior al año 2001

e Sobre oscilación Máxima :

nidad generadora

Con licenc ia de generación otorgadaantes del año 2001

1

Con licencia d e generación otorgadaposter ior al af'lo 2001

1- Tipo de turbina Tiempo

.l' G , V•po' 2 seg. 'Hidrá u lica s 30 seg_ _

·Gas, Vap >• s 15 seg.

Hidrá u lica s 25 seg.

Para cumplir con los valores anteriores , los Agentes o futuros Agentespropietarios de centrales generadoras . deberán especificar sus sistemas deregulación de velocidad y de tens ión conforme al Anexo 1 .2.

4.5 PROTECCIONES DEL GENERADOR

a} Limite mínimo de protección po · sobrefrecuencia de disparo instantáneo ,para unidades térmicas será de 52 Hz, para unidades hidroeléctricas el valo r deajuste por sobrefrecuencia deberá a Clecuarse a las necesidades de transferenciade potencia en el sistema y podrá estar comprendida entre 52 Hz y 56 Hz .

ANEXO 1 - RESOLUCION E N° 0/2011. 7 de 10


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4NEXO1 RESOLUCIÓN AE N° 110/2 11TRÁMITENo 0 1 1 1 1 6 9 4 1 0 0 ~ L G

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2 11

b Tiempo mínimo de protecciones temporizadas por sobrefrecuencia:

ango

de 51.0 a 51.5 Hz

de 51.5 a 52.0 Hz

Tiempo

20 seg

O seg

_

. Je Tiempo mínimo de protecciones temporizadas por s ubfrecuencia:

iempo

20 seg

1 seg

ango

e 49.0 a 48.0 Hz

de 48.0 a 47.5 Hz

d Límite máximo protec ción por subfrecuencla de disparo Instantáneo : 47 5Hz

Estos son límites mínimos, los ~ n t e sGeneradores podrán aplicar valoresmayores, en forma compatible conla seguridad de las unidades y la respuestadinámica de sus reguladores de V 10cidad.

4.6 SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN

A requerimiento del CNDC, las unidades gener:tdoras, deberán contar conestabilizadores de potencia {PSS toda vez que estudios o pruebas técnicasdemuestren su necesidad.

4.7 POTENCIA MÍNIMADE GENERACIÓN

Es determinado por los Agentes Generadores Eln base a las característicastécnicas de cada unidad generadora. Los Agentesdeberán proporcionar al CNDCla informacióntécnica de respaldo.

5. PARÁMETROSPARA DISTRIBUIDORES YCONSUMIDORESNO REGULADOS

5.1 FACTOR DE POTENCIA

Límites aplicados en los nodos de retiro de energía por Distribuidores yConsumidoresNo Regulados:

ANEXO 1- R E O L U C I Ó NAE N° 11012011, 8 de 10


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Pf riodo- - - -

Bloquealto

Bloques medíav bajo

Todos los bloques

5.2 ESQUEMA DEALIVIODE CARGA

ANEXO1 RESOLUCIÓNAE N°110/2011TRÁMITE N° 2011-1169-41-0-0-0-0LG


Factor ~ potf ncfa

Mínimo 0.930 inductivo

Minímo 0.900 Inductivo

Máximo0.999 capacitivo

El nivel de proteccióntotal del Esquema de Alivio de Carga(EDAC)será igual a43% de la demanda, considerandour. 30% de las ~ t a p a sde subfrecuencia y 13%de las etapas de gradiente.

, elé- - ~ - G r a d i e n t e_ _ ~ ~b f r e c u e n c i~ +~ t i t u c i ó n_

Numerode etapas 2 10 2Protecdónpor etapa - ~ _ 3 _ O 1Protección ~ ~ _ ____ 3 3 ~ %_ l _ 30,.; j _ _ 6

El CNDC definirá los niveles de frecuencia parél los relés de gradiente,subfrecuenciay restitución del EDAC.

6. PARÁMETROS DE DESEMPEÑOM Í ~ I ~. PARA ÁREASDELSIN

6.1 NÚMERO MÍNIMO DE UNIDADES P\RA REGULACIÓNDETENSIÓN

El número mínimo deunidades gene·adoras que se requieran para mantener losniveles de tensión dentro del margen definido en el punto 2.2,en el estado normalde operación de cada área del SI N, será determinado por el CNDC sobrefa basede las unidades disponiblesen el área, las curvas ~ capabir1dad de las mismas yla curvade carga del área respectiva.

6.2 TRANSFERENCIAMÁXIMA PORSEGURIDADDE ÁREAS

Transferencias máximas de energía horaria a un área del SIN conectadamediante linea única:

Para el Área NorteDonde:

Tmax. a D + r G)/1 .20

Tmax. =Transferenciamáximaal área importadora.en MWa =Capacidad del Esquema de Alivio deCarga según el numeral 5.2r =Reserva Rotante Primaria segúnel numeral 4 1.1O=Demanda del área importadora,en MW

1J NEXO 1 RESOLUCIÓN AE N 11012011. 9de 10


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1 ó A M 4 J

ANEXO 1 - RESOLUCIÓN AE N° 110 11TRÁMITENo 2 11 -1169-41-0-0- )..0LG

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2 11

G ; Capacidad efectiva de ras un idades de generación despachadas en elárea importadora en W .

La conflabilidad de suministro en las diferentes áreas del SIN podrá ser mejoradamediante er uso de Reglas de Operación de Embalses . Cada Regla de Operacióndeberá ser definida medianteun procedimiento que será aplicado por el CNDCprevia autorización del Comité de Representantes e informe a la Autoridad deFiscalízación Control Socialde Electricidad.

ANEXO 1 -RESOLUCIÓN AE 11 012011 10 de 10


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\ NEXO1.1 -RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITE o 2011-1169-41..0..0-0-DLG

CIAE 0104-0000..0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2011

ANEXO1.1

METODOLOGÍA PARALA DETERMINACIÓNDE LA RESERVA ROTANTE

l OESCRIPCION GENERAL

La Reserva Rotante será determinada utilizando la siguiente metodología:

1. El CNDC, definirá tres alternativas de reserva aser consideradas en elestudio. Una de estas alternativas corresponde al margende reserva actual.

2. Calcular el costo total anualde operación para cada alternativade reserva.Este costo es igual al Costo Operativo Anual más el Costode Energía NoSuministrada por fallas de las unidadesde generación Criterion-1 . El

Costo Operativo Anual y el Costo de la Energía No Suministrada se calculande acuerdo a la metodología descrita enlos puntos 2 y 3 de este Anexorespectivamente.

3. Determinar el margen deresé n · óptimo, que es igual a la alternativa quetiene el menor costototal anual de operación.

2. CALCULODEL COSTO OPERATIVOANUA :

El costo operativo está compuesto por el costode operación de las unidades, elcosto de racionamientos programados, el costode no satisfacer condicionesoperativas seguridad de áreas, niveles de tensión, curvas de alerta, etc.) y elcosto de la funciónde costo futuro.

El costo operativo anual para cada alternativade mserva, se calcula en base a la

informacióndel último estudio demediano plazo, ut ilizando el programa SDDPcon un horizontede análisis de 4 años. Este costo corresponde al costo promediodel primeraño de simulación Noviembre-Octubre del siguiente año).

A finde eliminarlos efectos de borde se utiliza en el primer año de simulaciónnoviembrea octubre del año siguiente) el margen de reserva propuesto y en el

resto de los años, el margen de reserva vigente.

3 CALCULODEL COSTO DE ENERGIANO SUMINISTRADA

El costo de Ja energfa no suministrada se determina, para el primer añodesimulación, de acuerdo lo siguiente:

i. Se divide el año de simulacion en tres periodos característicos: Lluviosodiciembre, enero, febreroy m; rzo), Seco Uunio, julio, agosto y septiembre)

y Promedio abril, mayo, octL.bre y noviemore). De los resultados de lasimulación obtenidos con elMo:leloSDDP. para cada periodo se seleccionauna semana y serie característica con la que se determina la energlahidroeléctrica generada porcada central.

ANEXO1.1 - RESOLUCIÓN AE N°110/2011, 1 de 2


12/28

Aii.

iii.

ív.

V

vi.

ANEXO 1. RESOLUCIÓNAE N° 11 0 /2011TRÁMITE No2011-1169-41-0-0-0-DLG


Con las energías h i r o e l é t r i~ determinadas en el punto i se procesa elModelo Semanal NCP (168 horas) obteniéndose como resultado eldespacho horario de todas las t nidades de generación paracada uno de lostres periodos característicos.

Se define una lista de contingencias en base a la estadlstica de fallas deunidades de generación.

Con los resultados de los puntes ii y iii, se simulan las contingencias con elprograma Power Factory y se registr an los valores de frecuencia mínima,frecuencia a los 30 segundos después del evento, la reseNa primariaactivada en unidades térmicas e hidráulicasy la carga desconectada por elEDAC.

Se calcula la energía no suministrada, para cada contingencia simulada enel punto iv, utilizandola carga desconectada y el tiempo de reposiciónde lamisma. Se valoriza esta ene rgía utilizando un costo de falla e 1.500US /MWh.

En base a la probabilidad de ocurrencia de las contingencias analizadas, secalcula el costo anual de fa energía no suministrada por fallas de lasunidades de generación.

ANEXO 1 1- RESOLUCIÓN AE N 11012011 , de


13/28

Autoridad d e Fiscal ización yc ~ n t ~ . . ~ ~ ~ ~ ~ . ' ~ ~ : . ~ ~

o O ~

ANEXO1 .2 RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITENo 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz de marzo de 2011

ANEXO 1.2

REQUERIMIENTOS DE REGULACIÓN PARA CENTRALESGENERADORAS

A. REQUERIMIENTOS PARA REGULACIÓN AUTOMÁTICA DE VELOCIDAD

Los requerimientos de control príma JO (pco) y secundario (seo) deberán reflejarun compromiso entrelas n e c e s i d d e~ del sistema, las estructuras básicas de lasplantas y sus respectivas capacidades, asi como lo s aspectos económicos.

El CNDC deberá clasificar las características "inherentes"de cada unidad ydeberá tomar en cuenta tales características parala planificaciónde la operación.Esta clasificaciónreflejará patrones y parámetros predefinidos.

A continuación sedetallan las definicionesy requerimientosgenerales requeridospara los controles primarioy secundario de frecuencia.

1. ESTRUCTURAS DE CONTROL PRIMARIO

Se entiende que cada fabricante tendrá cierta flexibilidad con relación a laestructura de control a implementar, por lo tanto se limitalos requerimientos a lossiguientes principios básicos:

Respuestas transitoria i de estado estacionario en términos de prestacionesypatrones;Repercusiones sobre las varias facetasde estabilidadde sistema;Rango de operacióny proteccic::n ck unidades

Si se cumplen los requerimientosm m c i o n d o santer iormente, de acuerdo a lasdefiniciones propuestas, no habrá net.esidad de limitarla aplicación de estructurasde controla tipos fijosde esquemas. En otras palabras, las estructuras de controlque se apartasen de aquellas descritas en las secciones siguientes seránaceptables en la medida en que su repuesta global sea de calidad comparable. Enestos casos . será responsabilidad del Agente Generador acordar con losfabricantes respectivos los esquemas de su preferencia para cumplir con losrequerimientos.

En términos generales, el Control Primario (PCO)debe ser de naturalezaproporcional. dando lugar a una desviaciónde la salida de la turbina proporcional

a la desviaciónde velocidad delrotort: w

. La variación requeridade potencia de laturbina t:.pt será entonces:

(1) limt.pr t) lOO t:.cu t).. bp

ANEXO 1. RESOLUCIÚN AE N° 110/2011, 1 de 16


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A ut o rutacl ele F l - ll &8 n 1~ ~ ~ ~ · S o c i a l· - ~ c : . . . l c l ' ;

l P f J O •

ANEXO 1.2 - RESOLUCIÓNAE N° 110/201 1TRÁMITE No 20Ú -1169-41-0..{}-0-DLG

CIAE 0104..0000-0000..{)001La Paz, 11 de marzo de 2011

donde bp [ ] es el estatismo de potencia; y tanto llw como la respectiva llpt sedefinencomo cantidades por unidad. La ecuación (1) requiere que el estatismo bp[% ] sea lineal sobre todo el rango de operación, bien sea po r medio de lalinealización de eventuales elementos no-lineales ( porejemplo, característicasdeválvulas, curvas de eficiencia) o mediante una realimentaciónintegralde potencia,o cualquierot ra estructura de controllinealizante.

Este control de velocidad clásico (Gobernador de velocidad) deberá aplicarsesolamente en circunstancias excepcionales, como por ejemplo en el caso deunidades pequeñas con capacidades de 3 MW o menores, o cuando se estéoperando una unidad de forma aislada.

Para unidades de capacidad mayo1a 1 ; 3 MW,existe una variedad de esquemasde control aceptables que deberitn seguir las estructuras de control ctavedescritas en las secciones siguienes (Gobernador de carga controlado [frecuencia)

2. GOBERNADOR DEVELOCIDAD

Toda turbina usada como máquina motrizy operada sincronizada a la red tieneque estar equipada con un gobernadorde velocidad de acción proporcional conestatismo ajustable bp[ ] de acuerde con la ecuación (1) y la Figura 2.1:

1 = · : : .

Sl)e< d_ .. 9 ~ 4 ·~ ~~ 7 - ~ .V.J IWt ?n\II)(Jin h.nln& Tet ' •' *Aow etc; '


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ANEXO1 .2 RESOLUCIÓN AE N°110/2011TRÁMITE 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE0104-0000-0000-0001La Paz 11 de marzo de 2011

vapor. Para tull'binas hidráulicas, el uso del gobernador de carga con controlestabilizadorde velocidad será obligatorio.

2 2 GOBERNADOR DE CARGA CONTROLADO POR FRECUENCIA CONCONTROL ESTABILIZADOR DE VELOCIDAD

El gobernador de carga controlado por frecuencia con control estabilizadordevelocidad está constituido por dos lazosde realimentación (Fig: 2.2), descritos acontinuación:

Power___ _ _

C.Mh O f t t MJh ~ ~ ~ h f

.Wld transitmt droop

Fig 2 2 Estructura d e un gobernador de carga controlado p r frecuencia

i El lazo interno establece un control de velocidad estándar con estatismosajustables de estado estacionario bp [%]y transitoriobt [%], el cual es requeridoen los casos en que el amortiguamiento definidoen la sección 4.2.3 no puedalograrse mediante el uso exclusivode un control proporcional. Siel estatismo depotencia de estado estacionario no es lineal comoes requerido en fa sección4.2.2, se requerirá el uso de elementos linealizantes tales como característicasinversas o arreglosde realimentación superpuestosde acción rápida.

La necesidad de un estatismo bt [ ] dependerá del amortiguamientoalcanzablepor el gobernadorde carga para un dado estatismo de estado estacionario. Paraunidades hidráulicas, el estatismo transitorio es obligatorio.

ii. Adicionalmente al punto de ajustede velocidad, un gobernador de cargacontrolado porflfecuencia genera el punto de ajuste de carga. La salida del bloqueproporcional-int-egral (PI) puede entonces ser vista como unaseña l de correccióndel punto de ajuste de velocidad para lograrla salída requerida de potencia enestado estacionario. Esto asegura ~ c i s i ó nen el despacho de fa unidad bajocondiciones de operaciónnominales e.;tacionarias.

ANEXO 1. RESOLUCIÓN E N 110/2011. 3 de16


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ANEXO 1 2 - RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITE N• 2011-1169-41-0-G-0-DLG

CIAE0104-0000-0000-0001la Paz , 11 de marzo de 2011

2.3. GOBERNADOR DE VELOCIDADCONTROLADOPOR POTENCIA

A diferenciadel gobernador de carga controlado por frecuencia, el gobernadordevelocidad controlado por potencia i g 2.3), tiene el estatismoincluido en ellazode realimentaciónde potencia, que e :; sumado a la desviación de velocidad enp.u., la cual a su vez es la entrada e e un controladorproporcional-integralPI) oproporcional-integral-diferencial PID. según el caso, garantizando asl que enestado estacionario se cumpla la sigu ente condición:

wGset-wG) - pGo =O ópGset- pG)o+ wGset-wG) =O : ~ : )

Esto resulta, en estado estacionario, -en una condic;ión análogaa la definida en la

ecuación 1 }. Sin embargo, la característica dinámica de un gobernador develocidad controlado por potencia difierede la de un gobernador de cargacontrolado por frecuencia. En particular, los parámetros clave del controlador PIDson menos inmediatos que aquellos de un gobemador de carga controlado porfrecuencia.

5 ~ > ~

P o w ~· I \ I r o R e d

pee d Gove 'l 9

ig . 2.3 Estructura da un gobernador da vetocldad contrOlado por potencia

3. EXCEPCIONES A LASE S T R U C T U ~ A SDE CONTROL PRINCIPALES

Operar:do entre la máxima capacidad continuamaximumcontinuous ratingMCR)la mínima carga continua de la turbina mínimumprime mover continuous load

mPML), las estructuras de control primario sus ajustes no deberán sufrirvariaciones.

Las circunstancias bajo las cuales se acepta rán excepciones a las estructuras decontrol definidasen las secciones anteriores. son las siguientes:

ANEXO 1. RESOLUCJON AE N°11012011, 4de 16


17/28

P {\

ANEXO1 .2 RESOLUCIÓNAE N°110/2011TRÁMITE 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE0104-0000-0000-0001La P u , 11 de marzo de 2 11

3.1. OPERACIÓNAISLADA PREVIA ALA SINCRONIZACIÓN YPOSTERIOR ALAAPERTURA DE INTERRUPTOR

ElCNOC noimpondrácondiciones a los modosde control, ajustesy prestacionesde unidades cuando éstas no estén sincronizadas a la red. El Agente Generadorestará en libertad de operar sus unidades según sus necesidades técnicasparticulares. En casos de recuperación de sistema (Biack start), losrequerimientos para las unidades necesarias deberán definirse de formaindividual.

3.2. OPERACIÓNB:AJO CONDICIONESDE EXTREMABAJA CARGA

Condiciones de extrema baja carg¿ (;or debajo del mPML) podrían requerir de

otros modos y parámetros de control

para poder operar la unidadde

formaestable. El agente generadorestará en la obligación de informar al CNOC todoslos detalles técnicos r e l c i o n d o ~con dichas condiciones especiales deoperación. El CNDC el Agente Gen?rador llegarán aun acuerdo sobre tal puntode operación mlnimo por debajo del cual podrán variar losmodos y parámetros decontrol.

3.3. LIMITACIONES PARA EVITARLA OPERACIÓNDE LA UNIDAD FUERA DERANGO MÁXIMO

Bajo ciertas eventualidades,podría requerirse de algúncambioen las estructurasde control y en los ajustes de parámetros para impedir quela unidad opere fueradel rango máximode ciertos procesos de la unidad motriz, tales como presión,temperatura u otra variablerelevante. La activación de tales funciones imitadorasdeberá tener lugar solamente bajo condiciones excepcionales de red. Todocambio de esta naturaleza a losmodos de control y/o parámetros, no deberá, bajoninguna circunstancia, menoscabar las prestaciones del control primario talycomo están definidas en la sección 4.2

Adicionalmente, en caso de que, bajo otras condiciones de operaciónespecíficamente acordadas con el CNDC, sean aceptadas uHeriores excepciones,éstas no deberán en ningún caso significar un deterioro delas prestaciones decontrol definidas en la sección 4.2.

4. REQUERIMIENTOS DEPRESTACI(N SDELCONTROLPRIMARIO

Los requerimientosde prestaciones ¡1resentados en esta sección se basan sobreobservaciones del sistema eléctrico Boliviano en las condiciones actuales. Quedasobrentendido que tales requerimientos, con el pasar del tiempo, pudiesennecesitar de revisionesy ajustes.

4.1. REQUERIMIENTOS GENERALES

Elcontrol primario deberá cumplircon los siguientesrequerimientos:

ANEXO1. RESOLUCIÓNAE N° 110/2011, 5 de 16


18/28

Auto r idad d e Flscal lz :ación yCont.ol Social d • - -< : tnc ldad1 ~ ~ · ; ; .. - ; · · - ) ;-

i

ii

ANEXO1.2 RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITENo 2011-1169-41-0-0-0·DLG

CIAE 0104-0000-0000-0001La Paz , 11 de marzo de 2011

Los requerimientos de prestaci< 1es se aplicarán a las condiciones de redasumiendo que las unidades dE generación están supliendo una carga depotencia aislada constante de cantidad apropiada == Condiciónde suministroaislada). Esta definición garantiza que losrequerimientos de prestacionestanto estacionarias como transitorias se cumplirán bajo toda condicióntopológica de la red, incluyendo aquellas quese pudiesen presentar en casosde escenarios severos de separados Esto se traduce, típicamente, en unaganancia proporcional del contruladorPI de 0.2. o inferior. o en el uso deseñales que sean proporcionales a la potencia de la turbina, tales como laposición Jinealizadade las válvulas principales (por ejemplo, en el caso deplantas hidráulicas).

iii. Unidadesde generación que tienen una estabilidad limitadade sus máquinasmotrices ante desviaciones amp·ias de carga deberán estar equipadas con" imitadoresde tasa de salto" (Jump Rate Limiters). que provean limitacionesde amplitud para la potencia liberada instantáneamente. Tales equiposimitadores son requeridos, por ejemplo,para garantizar la estabilidad decontroles de caldera en presencia de grandes escalones de potencia desalida.

4.2. PRESTACIONES TRANSITORIASYEN ESTADO ESTACIONARIO

Toda unidad generadora equipada con gobernadores de velocidad controladospor frecuencia o con gobernadoresde velocidad controladospor potencia, deberá

cumplir conlos criteriosde prestaciones descritos en las secciones siguientes:4.2.1. PRESTACIONESEN ESTADOESTACIONARIO

Los siguientes requerimientosdeben in ser cumplidos por todas y cada unade lasunidades de generación:

\NEXO1 2 RESOLUCION AE N°110/2011, 6 de 16


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ANEXO 1 .2 RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITE 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 1 04-0000-0000-0001La Paz 11 de marzo de 2011

El control primario,y sus elementos de control, deberán operarse sin ningunabanda muerta . intencional de velocidad, frecuencia o de realimentacióndepotencia. l a s bandas muertas que no puedan ser eliminadas por razones técnicasno deberán exceder de un máximo de 1 mHz. L.a máxima tolerancia aceptableserá de± 20%

El estatismo estacionario de potE ncia bp se ajustará para satisfacer lascondiciones de prestaciones transito ias establecidas en la sección 4.2.3. En elcaso de turbinas hidráulicas el estatismo permanente podrávariarentre 6 y 12 %,para turbinas de gas entre 4 y 7%, y para turbinas de vapor entre 5 y 10%. Latolerancia máxima aceptableserá de± 5%. En general el ajuste del estatismo serálo más bajo posible dentrode los rangos indicados previamente.

Los diversos ajustesde

estatismo deíinidos para turbinas hidráulicas, de gasyde

vapor toman en cuenta tanto los diferentes rangos permisiblesde velocidad comolas limitaciones tecnológicas. Para prevenir disparos o desconexiones deunidades por sobre velocidad. deberán aplicarse ajustes más rfgidos al abrirse elinterruptorde la unidad.

4.2.2. LINEALIDAD

El estatismode velocidad tendrá características suficientementelineales sobre todoel rango de operación de la turbina. Dentro de ta l rango, un estatismo local nodiferiráen más de un 10% del valor promedio.

4.2.3. PRESTACIONES TRANSITORIAS

Toda unidad de generación debP.rá -:AJmplir con los siguientes criterios deprestaciones aplicables a la condición : : ; suministro aislado:

i La respuesta a una variación súbit


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ANEXO 1. RESO LUCIÓN AE N° 11 0/2011TRÁMITE 2011-11 69-41 -0-0-0-DL G


5. CARACTERÍSTICAS DE RESERVA PRIMARIA

La información esencial para el CNDC es la capacidad que tienen las unidadesdespachadas de proporcionar respuesta primaria en casode rechazos degeneración. La respuesta primaria en el tiempo, expresada bien sea en [MW]o en[p.u.], está caracterizada por el incremento gradual de la potenciade salida de launidad en relación a la formay amplitud deun descenso de frecuencia.

Dado que dicha excursión de la frecuencia dependerá fuertemente de lascaracterísticas de reserva primaria·ie a d auna de las unidades despachadas enese momento, y de la reserva total di >ponible. la mencionada capacidad de cadaunidad de proporcionar reserva pr :naria deberá estar caracterizada por una

respuesta de tipo unificado. Tal .espuesta primaria estará definida por larespuesta ante un escalón (respuest¡, TipoA , y por la respuesta ante una rampa(respuesta Tipo B).

5.1. RESPUESTA PRIMARIA TIPO A

La respuesta primaria Tipo A se determinará de acuerdo al siguienteprocedimiento:

i) Basándose en un modelode simulación de planta comprobado, se elaborará unmodelo especffico para las pruebas de respuesta de las turbinas, el cualconsistirá de una red integrada por una barra. una unidad de generación y unacarga, y se considerará una inercia infinita (ej. Ta=999999s).

ii) La carga se definiráde modo que represente el rango de pr ueba requerido encada caso.

iii)La prueba de respuesta ante un escalón se realizará por medio del cambiode lvalorde referencia de frecuencia/velocidad del controlador primario aun valor aser definido en cada caso por elCNDC.Un valor adecuado para estos fines seráel correspondiente a un d e s p l a z a i e ~ de frecuencia análogo al primer nivel derechazo automáticode carga por bata frecuencia.

iv)La prueba de la respuesta primari se realizará para cargasde la unidad del95 , 90 , 80 , 70 , 60 y 50 < e su capacidad. Las pruebas de la respuestaprimaria serán documentadas en diagramas gráficos adecuadamente diseñadosy etiquetados. Estos diagramas deberán indicar claramentela reserva disponibledespués de 5s, 10s, 25s y 100s. Un ejemplo típicv se muestra en las Fig. 2.4a y2.4b.

5.2. RESPUESTA PRIMARIA TIPO B

La respuesta primaria tipo B se determinará de acuerdo al siguienteprocedimiento:

ANEXO 1. RESOLUCIÓN AE N° 110/2011, 8 de 16


21/28

A torldad el• Fl•c:al luc:IOn yControl Soc:lal de • •• c tl lc: lcf acf~ o . U P a ~ 4 r s

.\NEXO 1.2 - RESOLUCIÓN E ° 110/2011TRÁMITE N° 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE0 1 0 ~ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1l Paz, 11 de marzo de 2011

i Basándose en un modelo de simulación de plantacomprobado, se elaborará unmodelo específico para las pruebas de respuesta de las turbinas , el cualconsistirá de una red integrada por una barra, una unidad de generación unacarga, y se considerará una inerciainfinita(ej. Ta:=999999s).

ii) La carga se definirá e modo que represente el rango deprueba requerido encada caso .

iii)La prueba de respuesta ante una rampa se ejecutará por medio del cambiodelvalor e referencia de frecuencia/velocidad delcont r olador primario segúnungradiente a ser definido en cada caso por el CNDC. Un valor adecuado paraestos fines estará relacionado con la inercia total del sistema con el primernivel de rechazo automático de carga por baja frecue.1cia.

iv) La prueba de la respuesta primaria se realizará para cargas de la unidad del95%, 90%, 80%, 70%, 60% y 50% de su capacidad. Las pruebas de la respuestaprimariaserán documentadas en -:lia amas gráficos adecuadamente diseñadosy et iquetados. Estos diagramas deberán indicarclaramente la reserva disponibledespués de 5s , 10s, 25s 100s. Ur ejemplo típico se muestra en las Fig. 2.5a y2.5b .

O.NEXO 1.2 - RESOLUCION AE N 110/2011. 9 de 16


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ANEXO 1.2 - RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITEW 2011-1169-41..0-0-0-DLG

CIAE0104-0000-0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2 1 1

1 .1 2 r - x • o.ooo s _ .x z ~ . c o c' · - x =10.0001

)( . 25.000 11---- 1 1- - 1- -

1 ~ o s o 9e .u n ~ - - - - 1 - - - -

o 800 o.u.

o.1tor - - - - - ~ 0 7 0 0p.u.

· o:i76 p.u - - : _ } o s a ~p.u: - i· _ ;- - - - - ~ T - 0 9 5 1p.u ·- ¡

0.931 p.u . :1

;

-0~ 0; ~. - - - ~ - ~1 o867pu . lo.ng p .u - 1

0 .768 p ; - ·....;1 __--r.O 764p,u. - 1

...,...,- 1 1. . 1

0.73Jp.u 1 0: 9 1 p~___ ...:..::. - T -¡· - ·:_ O ~ . f· · _ - ~ ~ " -- 0 ,600 p.u. 1 ._ _ . . . ~ 7p... . : 1 :

0.600 1 - - - - - + 0 S D O p u i o ~ ~ ~~ · - - - - -- - . - - - - ·1---- - - ------1_L J ¡ l ~

30.000.376 - - -ooo 10.00 2000 (si

R¡ ¡ 2. 511 C ~ r a c t e r í s t i ade e s ~ Prtmaris r- T ipo B ); potenci11 de M turbinil .-s t ie mpo

0 6 ~

0.600

111

'1_L. _ _ _ -

1 11 11 11 11

f lg 2.Sb caracterlsticil de Respuesta J rirr · rla (' Tipo B ); potencia de turbina Y tlen7po

1 NEXO1.2 - RESOLUCIÓNAE N 110/2011, 10 de 16


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ANEXO 1.2 · RESOLUCIÓN AENO 110/2011TRÁMITE No 2011-1169 1-0..0.0-0LG

C AE 1 04-0000.0000.0001l a Paz, 11 de ma rz o de 2011

6. REQUERIMIENTOS DEPR ESTACIONES DE LA REGULACIÓN SECUNDARIA

Actualmente, el control secundario (SCO) del SIN no se realiza todavía medianteun sistema de control centralizado a nivel del CNDC. or el contrario, se prevéque dichas funciones de control se .1n r- alizadas por diferentes unidades mayores.según las condiciones de cada caso particular .

Para que las unidades puedan p 1estar funciones de control secundario endiferentes plant a s deberán cumplirse los requerimientos siguientes:

El control secunda rio consis tirá de un e lemento proporcional-integral (P I), quetendrá como seña l de en trada la desviación de frecuencia y como señal de salidaun incremento de l punto de ajuste de potencia de las unidades de generación a él

asignadas. Si el SCO adúa sobre unidades diferentes, tales incrementos depuntos de ajuste debe rán distribuirse proporcionalmente a sus capacidades.

Los ajustes del controlador PI garantizarán la operación estable evitandotransitorios innecesarios . Los ajustes recomendados para el controlador PI son lossiguientes :

Ksco 2{p u .] Tlsco 20s [s]

Deberá haber un so lo controlador secundario activo a la vez . El controladorsecundario debe rá inhibirse tan pronto sean detectadas condiciones deperturbación criticas del sistema. Estas condiciones podrán ser detectadasmediante umbrales de frecuencia o por señales binarias de estados de la red

El SCO actuará directamente, sin bandas muertas intencionales de frecuenci a ycon incrementos de salida de MW s u r. .entemente peque/\os .

Los ajustes p ropuestos del cont rolao0 r PI se verificarán con los valores máximosde rampa ascendent e descendentf. de las unidades de generación asigna d as alcon tro l secundario. De requer irse , .os ajustes propuestos para Ksco Tlscopodrán ser adaptados para garantizar un comportamien to aperió d ico del controlsec undario.

B REQUERIMIENTOS PARALA REGULACIÓN AUTOMÁTICA DE TENSIÓNAVR)

Toda unidad generadora deberá estar provista de los controles . proteccionesequipos de supervisión necesarios para permitir una operación confiable bajo todotipo de condiciones de operación de l sistema .

Para asegurar una operación segura sostener la estabilidad de la red , lossiguientes requerimientos básicos deberán ser satisfechos :

ANEXO 1 .2 - RESOL UC fóN AE N 110/2011. 11 e 16


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ANEXO 1. 2 RESO LUCIÓN AE O 110/201 1TRÁMITE W 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 01 04-0000-0000-0001a P az de marzo de 2011

Cada unidad de generación deberá estar en condiciones de mantener laregulación de tensión en el punto de intercone.Kión dela planta mediante lamodulación continua de la potencia reactiva suministrada a la red.

Un regulador automático de tensión (AVR) de acción continua que actúe sobreelsistema de excitación es requerido pa ra proveer control del tensión. y deberá serestable sobre todo el rango operacional de la unidad.

Cada un idad de generación deberá disponer de un regulador automático detensión (AVR) de acción proporc:.ic •• El uso de cualquier AV R de acciónproporcional-integral, incluyendo esquemas remotos y conjuntos de control,deberá ser coordinadoy acordado co1 el CNDC.La prestación del lazode control derensión deberá ser tal que, bajo condicionesde operación aislada, el coeficiente ie amortiguamiento D sea de por lo menos0.4 para todo el rango de operación de la unidad. La ganancia proporcional delAVRno deberá ser inferior a 25 p.u.

El regulador automático de tensión(AVR)no deberá tener impacto negativo sobreel amortiguamiento delos modos de oscilación relevantes del sistema. Deobservarse un deterioro del amortiguamiento para alguna configuración desistema, deberá implementarse un estabilizador de potencia (PSS)adecuadamente ajustado.

Los reguladores automáticos de tensión con estabilizador de potencia (PSS)adjunto deberán proveer suficiente amortiguamiento paralas oscilaciones entregeneradores áreas con frecuencias en el rango de 0.8 - 3.2 Hz .

Cada unidad de generación estará equipadacon un imitador de sobre-excitación(OEL). así como con un imitador de u ~ e x c i t c i ó n(UEL),para prevenir disparosde la unidad por condiciones de sobre- o subsxcitación. AmbosequiposImitadores dela excitación deberán ser de acción rápida no deberán producirefectos negativos deningún tipo para la estabilidad del sistema.

C. REQUERIMIENTOS DE ESTABILIZADORES DE POTENCIA (PSS}

El amortiguamiento delas oscilacio11es, tanto de generadores como ínter-área,está básicamente determinado por 'as impedancias de la red, los pará metrosprincipales de los generadores, tale>como sus reactancias e inercia, y por lascaracterísticas de las excltatrices y de los reguladores automáticos de tensión(AVR). En muchos casos, las turbinas también juegan un papelimportanteparadefinir el amortiguamientototal.

Definiciones:

S Frecuencia compleja,

s = ±jw {r/s)o Amortiguamiento,

ANEXO 1. RESOLUCIÓNAE N"11012011 , 12 de 16


25/28

Wn

f

ANEXO1. RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITF. N• 2011-1169-41-0-0-0-DLG

CIAE 1 04-0000-0000·0001La Paz 11 de marzo de 2 11

Relación deamortiguamiento,a

~ Jo 2+a/<

Frecuencia natural,

Frecuencia o r ; ,uencia amortiguada) ,

J)

f = -2n

rls)

(r/s)

Hz)

Aquellos generadores que participen enoscilaciones, bien sea locales o ínter-área , que tengan una relación de amortiguamiento~ inferiora un 5 deberánestar equipados con estabilizadores de potencia. Tales estabilizadores deberánestar ajustados para amortiguar efectivamente oscilacioneslocales e inter-áreacon frecuencias enel rango de 0 . 8 :; 2Hz .

D. VERIFICACIÓN DE PRESTACIONES DELCONTROLDE CENTRALES

1. PRESTACIONES DEL CONTROL PRIMARIO

La verificacióny prueba de las prestaciones del control primario bajo condicióndesuministro aislada es necesaria debido al tamaño relativamentepequeño delsistema eléctrico deBolivia, al riesgo potencial de separación de áreas comoresultado de contingencias sencillas (n-1) o dobles (n-2). En consecuencia, existela neces idad de comprobar el comportamiento delcontrol primarioen base a unacombinación de pruebas de campo y procedimientos de simulación.

Se requerirá de la implementaciónde los siguientes pasos:

~ e u i ó nde pruebas en plantas pan verificarlos modos de controly detenninar(a) características principales de esado estacionario, incluyendo los estatismosestacionarios (b) toda potencial b; :nda muerta. Deberá verificarse queambosparámetros estén dentro de losrangos de tolerancia requeridos.

Ejecución de pruebas en plantas para registrar la respuesta transitoria primaria,así como la respuesta de fas turbinas. ante cambios en los puntos de ajuste depotencia velocidad.

ANEXO1.2 - RESOLUCIÓNAE N• 110/2011, 3 de 16


26/28

A ut o r id a d de Flsc:all:raei n y~ n ~ ~ ~ t ~ ~ ~ c l _ ~t U . / > t A l O I J Q

ANEXO 1.2 · RESOLUCIÓN AE N° 110/2011TRÁMITE No2011-11 69-41-0..0-0-DLG

CI E 0104-0000..0000..0001La Paz, 11 de marzo de 2011

Desarrollo deun modelo de simulación válido para el rango total de operación dela planta de acuerdo conlos procedimientos de despacho del CNOC.

Identificación de parámetrosy simulación de un sistema de prueba de suministroaislado utilizando herramientas de simulación aprobadas por el CNDC.

Verificación de que las unidades de generación respondan a las perturbacionesde balance de carga de la red simuladas de acuerdo con los requerimientos deprestaciones transitoriasy de estado es tacionario.

2. REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LOS PROC EDIMIENTOS DE PRUEBAS

Las pruebas de verificación de la respuesta del control primario deberán realizarse

utilizando sistemas digitales de g:1 J

;ción con una precisión global del 1% oinferior con relación a la señal cub:erta por una dada prueba. Requerimientosespeciales serán pertinentes para n.ediciones de velocidad/frecuencia, para loscuales una resolución de 1 mHz es requerida. La tasa de adquisición de datospara toda seí'\al no deberá ser .nferior a 20 lecturas por segundo. Lostransductores a ser utilizados para las señales de variación lentano deberán tenerretardos superiores a los 250 ms. Las señales de Vé'riación rápida serán grabadascon equipos sin retardos de medición de ningún tipo (ej. Tensiones, corrientes,potencias, factores de potencia, frecuencia, etc. se detectarán mediantetransductores de software sobre la base de ias señales directamente medidas delos transformadores de corrientey de potencial).

Se deberán seguir las siguientes directivas con relación ala implementación delas pruebas y mediciones:

Dependiendo de la tecnología de cada generador (turbina hidráulica. turbinade gas, generador Diesel, etc.), y de los modos de control previstos para laoperación de la red, se detenninará la característica de estatismo de estadoestacionario para el rango relevante total de operación. De ser necesario. elestatismo de estado estacionario será subdividido según las diferentes nolinealidades involucradas, tales como las presentadas por las característicasde posición de válvulas vs flujo, flujo vs caida de presión, o por lasrelacionesde eficiencia entre flujoy salida, etc.

La banda muerta presente :m la relación entre un cambio develocidadlfrecuenciay la salida :le la unidad de generación se determinarámediante mediciones del mecan:smo ejecutor principal (flujo de combustible,posición de servo-controles, etc.) vs la señal de velocidad/frecuencia censada,a lo largo de un intervalo de tiempo suficientemente extendido como paragarantizar la captura de excursiones de frecuencia representativas.Las pruebas de respuesta de las turbinas motores, etc. se realizaránpreferiblemente mediante un cambio repentino dela referencia develocidad/frecuencia y/o potenci;l, tal que ocasione un incremento en lapotencia de salida de 10-20%. Esta prueba se repetirá para diversas

ANEXO 1 2- RESOLUCIÓN E N• 110/2011, 14 de 16


27/28

~

l r 1 ,:¡ S

ANEXO 1. RESOLUCIÓNAE N° 110/2011TRÁMITE No2011·1169-41 -0-0-DLG

CIAE 01 04-0000...0000-0001La Paz, 11 de marzo de 2011

condiciones de carga de la unidad comprendida entre su salida mínimay el90% de su MCR (Máxima Carga Continua). A fines de minimizar el efecto deacciones compensatoriasde control por la posible influencia de los cambiosdela frecuencia resultado de estas pruebas, la señal de retro-alimentacióndevelocidad/frecuencia será temporalmente desactivada; sin embargo, tal"desactivación" deberá realizarse con sumo cuidado para noinhibirningunafunción de protección de la unidad de generación.

• El modelo de simulación de plant a ser desarrolladoy validado sobre la basede las pruebas anteriormente e ~.:ritas deberá incluir todaslas no-linealidadesde relevancia que puedan tenu impacto sobre los estatismos de estadoestacionario y transitorio. El modelo así desarrolladoserá de la categoría·valideza gran escala , y mostrará resultados correctos para cualquier punto

inicialde operación relevante durante condiciones de operación normal comode contingencia, bajo disturbios de cualquier tipo y magnitud. El error delmodelo en estado estac ionario d•1berá ser menor al 5%, y el error transitoriodeberá ser inferioral 20% para todo tipode condiciónde disturbio de la red. Elerror mencionado se refiere a la amplitud total (=100%)de la excursiónde unavariable dada.

3. VERIFICACIÓN DELA REGULACIÓNAUTOMÁTICA DETENSIÓN (AVR)

Se demostrará que, para cada una de las unidades de generación, el VR cumplecon los requerimientos definído.s en la sección b) por medio de los siguientespasos:Para cada unidad operando aislada de la red, se registrará la respuesta a uncambio repentino del punto de ajuste de tensiónde una magnitud entre 5-10%

hacia arriba y hacia abajo. Se calculará, a partir de estos registros. elamortiguamiento y la desviación de estado estacionario de la respuesta detensión, y se compararán los resultados con los requerimientos.

Se verificará el comportamiento adec;uado de los equipos OEL y UEL sobre labase de las condiciones y proce iimientos de prueba establecidos por losrespectivos fabricantes. Otros circui os imitadores. tales como imitadores V/Hz,etc. , serán revisados en función del·S recomendaciones de sus fabricantes. l osprocedimientosde prueba de los OELy UEL deberán asegurar quela respuestadel VR estará en capacidad de llevar el controlador dentrode las limitacionespertinentesde forma instantánea. y no de forma gradual.

En base a las pruebas efectuada 3, se desarrollarán diagramas e bloquesdetallados se identificarán sus respectivos parámetros.

Basándose en estos modelos, y mediante simulacionesde red, se comprobará elimpacto de la unidad de generación bajo estudio sobre el amortiguamientode losmodos de oscilaciónen los cuales ésta pueda tener participación.

ANEXO1.:2- RESOLUCIÓNAE ~ 11012011 , 15 de 16


28/28

Awto r idad • f i • c a l l z a c l ó n y

e ~ ~ ?~ ~ ~ ~ · · ~ ~ ~ ~ " : ~ANEXO 1 .2 RESOLUCIÓN AEN° 110/2011

TRÁMITE o 2011-1169-41-0-0-0-0LGCIAE 0104-0000-0000-0001

La Paz, 11 de marzo de 2011

~ t l t . . : . ~ A 6

Se identificará la necesidad de incluir estabilizadoresde potencia (PSS}, y sedeterminarán sus parámetros. Tras su implementación, se comprobará laefectividadde dichos PSS.

E. PRUEBAS YVALIDACIÓN DE MODf:LOS

La informaciónsuministrada según las indicaciones deberá estar basada endocumentaciónde fabricante y en ir formación adicional recopilada y/o calculadaque haya sido validada por mediode pruebas de campo, como se indicó en lasección d).

La validaciónde los modelos se realizará para porlo menos tres diferentescondiciones de carga de la unidad, deberá demostrar suficiente precisión tanto

en estado estacionario como durar.te transitorios. El máximo errorde

estadoestacionario no deberá exceder de u 5 de la desviación respectiva introducidapara la prueba de validación. Ningún error transitorio deberá excederde un 15 .

ANEXO 1. RESOLUCIÓN AE N°11012011, 16 de 16

Lectura 05 UAJMS AE_R_110_11 Condiciones Desempeño Minimo Anexo

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