CNO - Anexo acuerdo 432 de 2008

Planeación de la Operación

EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE

DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE

CARGA POR BAJA FRECUENCIA

-EDAC-, 2007

Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación Documento XM CND 2008-071 Abril de 2008Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

Contenido

1. OBJETIVO................................................................................... 3

2. CRITERIOS Y CONSIDERACIONES .............................................. 3

3. ANTECEDENTES.......................................................................... 4

4. OPERACIÓN DEL EDAC DEL SISTEMA COLOMBIANO DURANTE EL ÚLTIMO AÑO ...................................................................................... 7 4.1. Evento del 26 de Abril de 2007.............................................. 10 4.2. Evento del 09 de septiembre de 2007 ................................... 13

5. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL VS LA DERIVADA DE FRECUENCIA .................................................... 15

6. CONCLUSIONES: ...................................................................... 16EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 3

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1. OBJETIVO • Analizar el comportamiento del esquema vigente de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia -EDACdel Sistema Colombiano operando en forma interconectada con Ecuador.

• Verificar que el EDAC satisfaga los parámetros fun damentales: Umbrales de frecuencia, temporización de los relés y porcent aje (%) de carga a deslastrar, para diferentes condiciones de desbalance.

2. CRITERIOS Y CONSIDERACIONES

• Verificar que el EDAC satisfaga los parámetros fun damentales: Umbrales de frecuencia, temporización de los relés y porcent aje (%) de carga a deslastrar, para diferentes condiciones de desbalance.

2. CRITERIOS Y CONSIDERACIONES Para el análisis del desempeño del EDAC se tienen l os siguientes criterios y consideraciones.

1. Para el sistema colombiano el esquema actualmente r eportado pro los ORs al CND.

2. Para el sistema ecuatoriano, el esquema enviado po r CENACE en la base de datos del DigSilent.

3. Baja Frecuencia en Jamondino y Pomasqui: 58.2 Hz, con retardo de 500.

4. Lo establecido en las resoluciones CREG 025 de 1995 y 061 de 1996:

a. Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil. b. Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuenci as de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil. c. Las unidades de generación: • No deben tener disparo instantáneo para frecuenci as iguales o superiores a 57.5 Hz.

• En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos.

• Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad.

• Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 6 3 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una tem porización mínima de 15 segundos.

ajustarse disparos de la unidad.

• Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 6 3 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una tem porización mínima de 15 segundos.

d. El esquema NO debe:EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007

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4 • Actuar ante el disparo de la unidad de mayor capac idad del sistema.

• Permitir el descenso de la frecuencia por debajo d e 57.5 Hz.

• Permanecer por mas de 10 segundos después de ocurr ido el evento, por debajo de la frecuencia del umbral de la primera etapa.

• Generar grandes sobre-frecuencias por una mayor de desconexión de carga a la requerida.

5. Se considera el esquema de separación de áreas asoc iado a la interconexión

con los siguientes ajustes: e. Baja Frecuencia en Jamondino y Pomasqui: 58.2 Hz, c on retardo de 500 ms f. Sobrepotencia de envío Colombia a Ecuador: 380 MW c on retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (361 MW). g. Sobrepotencia de envío Ecuador a Colombia: en este caso se cuenta con dos ajustes que operan según el sentido del flujo a través de la interconexión. • Se tiene un ajuste para el caso de exportación des de Ecuador hacia Colombia de 250 MW con retardo de 2 segundos, consi derando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baj a del 95% del valor de ajuste (237 MW).

• Se tiene un ajuste para el caso de exportación des de Ecuador hacia Colombia de 250 MW con retardo de 2 segundos, consi derando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baj a del 95% del valor de ajuste (237 MW). • En caso contrario, es decir, con exportación de Colombia hacia Ecuador, el ajuste se tiene en 100 MW durante 500 ms previen do condiciones de inversión de flujo cuando la demanda de Nariño qued a alimentada desde Ecuador.

h. Bajo voltaje en Jamondino y Pomasqui: 0.8 p.u de 22 0 kV (176 kV Fase – Fase condicionado a las tres fases) con retardo intencional de 500 ms.

1. Sobre voltaje en Jamondino 12 % de 230 kV (257.6 kV - Fase - fase) y Pomasqui: 15 % de 220 kV (253 kV Fase – Fase).

3. ANTECEDENTES El Esquema de Desconexión Automática de Carga por B aja Frecuencia es un esquema suplementario de respaldo para mantener la frecuencia del SIN en valores operativos frente a desbalances generación - demanda provocados por eventos como disparos o rechazos de carga de unidad es de generación y/o fraccionamiento de la red.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007

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5 Con las revisiones periódicas y el seguimiento se b usca verificar que el EDAC satisfaga los parámetros fundamentales (Umbrales de frecuencia, temporización de los relés y porcentaje (%) de carga a deslastrar ), para las condiciones de desbalance más probables.

satisfaga los parámetros fundamentales (Umbrales de frecuencia, temporización de los relés y porcentaje (%) de carga a deslastrar ), para las condiciones de desbalance más probables.

El Esquema vigente aprobado por el Consejo Nacional de Operación es el siguiente:

Desconexión de carga [%] Retardo intencional [ms] Etapa Umbral de frecuencia [Hz] Colombia Ecuador Colombia Ecuador 1 59.4 5 7 200 200 2 59.2 5 9 200 200 3 59.0 5 10 400 200 4 58.8 5 10 400 200 5 58.6 5 6 600 200 6 58.6 5 --- 1000 --- 7 58.4 5 8 2000 200 8 58.4 5 --- 4000 --- Total desconexión [%] 40 50 Tabla 1 Esquema de Desconexión Automática de Carga Colombia – Ecuador

Adicionalmente, cada uno de los operadores de red t iene la responsabilidad de ajustar y adaptar sus sistemas de forma que se cump lan las recomendaciones entregadas por el CND.

En la Tabla 2 se muestra la información que actualmente posee el CND y la cual ha sido reportada por cada uno de los OR, agrupada por área.

Bogotá % Meta % Tolima % Valle % CQR % CaucaNariño % HuilaCaquetá % Atlántico % Bolivar % Cerro matoso % CordobaSucre % GCM %

% CQR % CaucaNariño % HuilaCaquetá % Atlántico % Bolivar % Cerro matoso % CordobaSucre % GCM % 1 4.31 8.20 0.38 0.00 3.46 7.19 3.52 9.18 4.80 5.65 0.00 8.70 4. 34 1.40 4.74 2 4.28 6.50 0.38 7.24 4.99 5.01 3.27 10.24 4.55 7.68 2.07 2.09 5 .36 1.33 5.06 3 3.95 6.30 0.00 0.00 4.84 9.52 3.29 4.18 6.02 5.08 0.00 6.87 4. 44 5.52 4.67 4 3.87 6.43 0.38 2.64 3.56 4.07 2.99 7.42 3.98 5.53 9.11 6.29 8. 70 6.55 5.64 5 4.40 5.98 0.00 11.81 4.25 5.06 2.10 10.63 7.00 5.85 0.00 7.06 7.02 7.12 6.16

6 4.48 4.86 0.38 4.20 4.16 4.16 2.79 7.27 5.20 6.22 2.56 10.49 6 .21 4.42 5.24 7 4.61 5.04 0.00 4.70 4.34 4.28 2.98 9.97 4.64 5.65 0.00 4.99 7. 88 5.39 4.99 8 4.49 4.73 0.38 4.85 3.89 4.56 4.01 3.60 6.54 5.81 7.74 12.45 5 .36 5.30 5.77 Total 34.40 48.05 1.90 35.44 33.48 43.85 24.95 62.49 42.72 47 .48 21.48 58.94 49.32 37.03 42.26 ETAPA Antioquia % SIN

PROMEDIO

% Nordeste % Oriental Suroccidente Caribe

Porcentajes referidos a demanda máxima. Tabla 2 Porcentaje actual de Desconexión Automática de Carga por Área OperativaEVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

6 En la tabla anterior se observa que visto como un t odo la carga instalada para desconexión por baja frecuencia está cercana al 40% , sin embargo al analizar algunas áreas en forma individual se observa como a lgunas poseen un porcentaje a desconectar inferior al requerido.

Se recomienda mantener actualizada la información y recalcular periódicamente los porcentajes, para garantizar que durante los ev entos que se presenten en el

algunas áreas en forma individual se observa como a lgunas poseen un porcentaje a desconectar inferior al requerido.

Se recomienda mantener actualizada la información y recalcular periódicamente los porcentajes, para garantizar que durante los ev entos que se presenten en el SIN, los porcentajes tenidos en cuenta en los estud ios de simulación estén acorde con los presentados en la realidad y así poder reproducir los eventos de una forma más precisa y dar recomendaciones adecuadas para las condiciones reales.

El evento presentado el 26 de abril de 2007 que llevó el sistema al colapso, fue un evento en el cual se presentó un efecto cascada que produjo un desmembramiento de la red y pérdida de múltiples recursos de generación.

La ocurrencia de este evento motivó que se analizar a la posibilidad de complementar el esquema actual con una o más etapas activadas por df/dt, que permitieran mantener el sistema en servicio ante ev entos críticos de baja probabilidad de ocurrencia.

El esquema vigente, esta en capacidad de desconectar hasta un 40 % de la demanda, con lo que enfrenta adecuadamente desbalances evolutivos cercanos al 40% e instantáneos cercanos al 30%; sin embargo aqu ellos eventos que generen pendientes de caída de la frecuencia cercanas o sup eriores a 1.4 Hz/s, no son controlados por el esquema, así mismo el esquema no se encuentra diseñado para eventos en los que se presenten eventos en cas cada que produzcan un desmembramiento del SIN.

De lo observado en este tipo de eventos se encuentra que una de las características propias es una rápida caída de la f recuencia, acompañado con un cambio drástico en las demás variables del sistema como son las tensiones y la

desmembramiento del SIN.

De lo observado en este tipo de eventos se encuentra que una de las características propias es una rápida caída de la f recuencia, acompañado con un cambio drástico en las demás variables del sistema como son las tensiones y la cargabilidad de equipos de la red, las cuales puede n generar la actuación de protecciones o esquemas adicionales, que en caso de no operar adecuadamente o de no controlarse en forma apropiada pueden desen cadenar en un efecto cascada, ocasionando el colapso del sistema.

Por lo anteriormente expuesto, dentro del análisis que se realice sobre la viabilidad de ampliar el esquema actual con etapas aceleradas por df/dt, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

• Eventos de generación o red que representen desbal ances instantáneos inferiores al 30% y evolutivos menores del 40%, sin que se produzca un evento en cascada posterior en la red; son enfrentados adecuadamente con el esquema actual.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007

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7 • Para el análisis de eventos mayores a los ya menci onados, se debe considerar adicional a la evolución de la frecuenci a y la actuación del EDAC, el impacto del evento sobre las tensiones y l a cargabilidad de los diferentes equipos de la red, con fin de tener una adecuada coordinación entre los diferentes esquemas de protección del sis tema que permitan tener un control efectivo del evento, disminuyendo el rie sgo de colapso del sistema.

4. OPERACIÓN DEL EDAC DEL SISTEMA COLOMBIANO DURANTE

EL ÚLTIMO AÑO

un control efectivo del evento, disminuyendo el rie sgo de colapso del sistema.

4. OPERACIÓN DEL EDAC DEL SISTEMA COLOMBIANO DURANTE EL ÚLTIMO AÑO Cada vez que se presenta un evento de frecuencia so bre el sistema Colombiano y se activa el EDAC, se realiza un análisis del desem peño de éste con respecto al evento ocurrido.

Los eventos presentados durante el 2007 se muestran en la tabla 3:

Fecha Hora Evento Frecuencia Mínima (Hz) DAC Colombia [MW] DAC Ecuador [MW] Etapas EDAC (Col) Feb09 01:00 Disparo de las unidades de San Carlos 1 - 2 con 155 MW cada una por disparo transferido desde la subestación de 230 KV.

59.46 118.85 50 1 Feb09 02:12 Disparo de las unidades de San Carlos 1 - 2 con 155 MW cada una por disparo transferido desde la subestación de 230 KV.

59.43 99 40 1 Abr23 21:36 Falla en los circuitos 230 kV San BernardinoBetania 1 y 2 y BetaniaIbagué y disparo de las unidades 1, 2 y 3 de Betania con 529.38 MW. Queda aislada la subestación Betania 230/115 kV. En Betania se abren los interruptores a San Bernardino 1; a Ibagué y a los

unidades 1, 2 y 3 de Betania con 529.38 MW. Queda aislada la subestación Betania 230/115 kV. En Betania se abren los interruptores a San Bernardino 1; a Ibagué y a los 59.46 11 0 1EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

8 Fecha Hora Evento Frecuencia Mínima (Hz) DAC Colombia [MW] DAC Ecuador [MW] Etapas EDAC (Col) Transformadores 1 y 2, por el lado de 230 kV. Abr26 09:58 Evento en el Sistema de Transmisión Nacional, se presenta colapso del sistema eléctrico de todo el SIN 56.00 Finalmente el sistema Colapso 1,327.72 (valor reportado por los agentes) ND Se asume que actuaron las 8 etapas Sep-09 11:15 Se presentaron dos eventos sucesivos en los que la central San Carlos rechazó en total 608.7 MW de carga, debido a un cambio en el limitador de apertura de 99% a 4.7%. Primero salen las unidades 5 y 7 con una carga de 308 MW, cuarenta segundos después se produce la salida de las unidades 3 y 4 con una carga de 300 MW. 59.38 249.28 86 1 Nov22 22:27 Evento de oscilaciones de

carga de 308 MW, cuarenta segundos después se produce la salida de las unidades 3 y 4 con una carga de 300 MW. 59.38 249.28 86 1 Nov22 22:27 Evento de oscilaciones de potencia en el SIN con una frecuencia de oscilación de 0.068 Hz. La frecuencia oscila entre 59.27 Hz y 60.84 Hz alcanzando a activar la primera etapa del EDAC.

59.27 238.3 0 1 Dic-23 19:58 Disparo del transformador asociado a las unidades de Generación 7 y 8 Guatapé con 139 MW en total y en San Carlos disparo de las unidades de Generación 1 y 2 con 59.4 124.68 135 1EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

9 Fecha Hora Evento Frecuencia Mínima (Hz) DAC Colombia [MW] DAC Ecuador [MW] Etapas EDAC (Col) 156 MW cada una. En ambos casos se presentó operación errónea de las protecciones asociadas a estos elementos.

Ene08 01:58 Disparo de la subestación Paraíso con pérdida de la generación de las unidades 1, 2 y 3 de Paraíso con 265 MW y el disparo de la interconexión ColombiaEcuador por actuación del relé de separación de áreas por sobrepotencia

generación de las unidades 1, 2 y 3 de Paraíso con 265 MW y el disparo de la interconexión ColombiaEcuador por actuación del relé de separación de áreas por sobrepotencia inversa. 59.51 60.85 0 1 Tabla 3 Eventos ocurridos durante el año 2007 y los primeros tres meses del 2008 que activaron el EDAC

Se observa como en el período comprendido entre enero 1 de 2007 y marzo 31 de 2008, se presentaron ocho eventos que activaron el EDAC, del total de estos eventos se tiene:

En siete eventos se presentó la actuación de la primera etapa, estos se pueden clasificar así:

• Cuatro eventos presentaron activación del EDAC, a pesar que la frecuencia mínima fue superior a 59.4 Hz, para esto s eventos no se debió presentar dicha actuación, sin embargo es posible, que asociado a la dispersión de frecuencia, que aunque pequeña, exist e en el sistema, algunos relés hayan visto las condiciones para operar. • Dos eventos presentaron actuación, por desbalances generación – demanda que llevaron la frecuencia a valores iguales o inferiores a 59.4 Hz. • Un evento presentó actuación debido a oscilaciones en el sistema

El evento adicional se presentó el 26 de abril y no se puede establecer con certeza cuantas etapas del esquema actuaron, pues el sistem a fue llevado al colapso por una serie de disparos en generación y elementos de la red.

Con base en esto y dado que la primera etapa es la que podría presentar con

cuantas etapas del esquema actuaron, pues el sistem a fue llevado al colapso por una serie de disparos en generación y elementos de la red.

Con base en esto y dado que la primera etapa es la que podría presentar con mayor probabilidad una actuación indeseada generand o demanda no atendidaEVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

10 innecesariamente, se recomienda realizar pruebas a los ajustes de los relés de la primera y segunda etapa en el sistema.

En el Acuerdo CNO 393 estableció que las etapas a probar serian las 3 y 4, pruebas que no fueron realizadas.

4.1. EVENTO DEL 26 DE ABRIL DE 2007

La figura 3 muestra la evolución de la frecuencia d urante el evento, en esta se observan las diversas pendientes que se presentaron durante la caída de la frecuencia, con las siguientes conclusiones:

• Pendientes máximas del orden de -1.4 Hz/s a los 59 3 ms.

• Por la alta pendiente presentada en la evolución d el evento a los 796 ms se engancha la etapa 1 y tan solo 1100 ms después, a p esar de la actuación de estas etapas se enganchan las etapas 7 y 8.

• Dada la temporización de estas ultimas etapas, la etapa siete dispara a los 3796 ms cuando la frecuencia presenta un valor de 5 7.35 Hz y la etapa ocho actúa cuando la frecuencia estuvo por debajo de 54.7 Hz.

Dado el gran desbalance generación–demanda que se p resenta en el sistema

3796 ms cuando la frecuencia presenta un valor de 5 7.35 Hz y la etapa ocho actúa cuando la frecuencia estuvo por debajo de 54.7 Hz.

Dado el gran desbalance generación–demanda que se p resenta en el sistema producido por la degradación de la red que produce la salida de servicio de generación importante, la actuación de las seis pri meras etapas, logran disminuir ligeramente la pendiente de caída de la frecuencia, pero debido al gran desbalance que se tiene y a la degradación de la re d, es insuficiente para frenar la caída de la frecuencia, lo que lleva a que la etapa siete actúe a los 3.796 seg, cuando la frecuencia se encontraba por debajo de 57 .5 Hz, presentándose a continuación el disparo de unidades adicionales y el posterior colapso del sistema.

Del análisis anterior y con la información disponib le se evidencia lo dicho anteriormente acerca de que el esquema de desconexi ón automática de carga a pesar de cubrir adecuadamente desbalances instantán eos hasta del 30% de la demanda y evolutivos hasta cerca del 40%, no esta d iseñado para cubrir eventos en los que se presente una alta degradación de la r ed sumado a un gran desbalance Generación – Demanda.

Adicionalmente en la figura 2 podemos observar la evolución de la tensión en Guatiguará, lo cual muestra la importancia de verif icar el comportamiento de la tensión para eventos de gran magnitud en el que se produce degradación de la red.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P.

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red.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007

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Figura 2. Evolución de la Tensión fase-tierra en Guatiguará en el evento del 26 de abril.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 13

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4.2. EVENTO DEL 09 DE SEPTIEMBRE DE 2007

Se presentaron dos eventos sucesivos en los que la central San Carlos rechazó en total 608.7 MW de carga, debido a un cambio en el limitador de apertura de 99% a 4.7%.

Ante la salida de las unidades 5 y 7 con una carga de 308 MW, se presenta actuación de la primera etapa del Esquema Automático de Desconexión de Carga -EDACen todo el país, con una potencia deslastrada de 249.28 MW y una frecuencia mínima de 59.38Hz.

Analizando la figura 4, se encontraron pendientes de caída de frecuencia alrededor de 0.2 Hz/s.

Para controlar el desbalance presentado entre la generación y la carga causado por el evento, se autorizó subir generación a las plantas generadoras de La Miel, Chivor y Salvajina, logrando contrarrestar el efecto del segundo evento en el que se perdieron 302 MW en las unidades 3 y 4.

La actuación de la primera etapa del EDAC, combinad a con la regulación primaria y el aporte realizado por las unidades autorizadas por e l CND evitaron que al presentarse el

302 MW en las unidades 3 y 4.

La actuación de la primera etapa del EDAC, combinad a con la regulación primaria y el aporte realizado por las unidades autorizadas por e l CND evitaron que al presentarse el segundo evento la frecuencia alcanzara un valor tal que activara nuevamente el EDAC.

Del análisis anterior y con la información disponib le se concluye que el esquema de desconexión automática de carga actuó correctamente.

Según la información disponible en el CND la carga deslastrada reportada equivale al 4.74% de la demanda del SIN para esta hora, que es aproximadamente la demanda asignada a la primera etapa del EDAC.

En la figura 4 se observa la evolución de la frecuencia para el primer evento en el que se tiene un desbalance demanda – generación de 308 MW equivalente al 5.5% de la demanda del sistema.

En la figura 5 se observa la incidencia del evento y de la actuación del EDAC en el perfil de voltajes del sistema.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 14

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15.00 11.98 8.958 5.938 2.919 -0.100 [s] 60.20 60.00 59.80 59.60 59.40 59.20 Sn Carlos Tr 220: Electrical Frequency in Hz 5.052 s 59.389 Hz Y = 59.800 Hz 1.047 s 9.214 s

Figura 4. Evolución de la Frecuencia ante la pérdida de 308 MW en San Carlos.

15.00 11.98 8.958 5.938 2.919 -0.100 [s]

Figura 4. Evolución de la Frecuencia ante la pérdida de 308 MW en San Carlos.

15.00 11.98 8.958 5.938 2.919 -0.100 [s] 1.125 1.100 1.075 1.050 1.025 1.000 Jaguas 220: Voltage, Magnitude in p.u. La Sierra 220: Voltage, Magnitude in p.u. Primavera 220: Voltage, Magnitude in p.u. Purnio 220: Voltage, Magnitude in p.u. Sn Carlos Tr 220: Voltage, Magnitude in p.u. 13.312 s 1.057 p.u. 0.004 s 1.047 p.u.

Figura 5. Evolución del perfil de Tensión ante la pérdida de 308 MW en 2 unidades de San Carlos.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 15

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5. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

VS LA DERIVADA DE FRECUENCIA

Escenario Demanda Demanda MW Generación MW Desbalance Derivada Hz/s Mínima 4200 1200 29% -1.10 1450 35% -1.39 1700 40% -1.68 1900 45% -1.89 2200 52% -2.10 Media 6800 1200 18% -0.70 1450 21% -0.90 1700 25% -1.00 1900 28% -1.10 2200 32% -1.20 Máxima 8200 1200 15% -0.65

1450 21% -0.90 1700 25% -1.00 1900 28% -1.10 2200 32% -1.20 Máxima 8200 1200 15% -0.65 1450 18% -0.79 1700 21% -0.94 1900 23% -1.08 2200 27% -1.18

Tabla 4 Gradiente de frecuencia en función del desbalance porcentual

En la tabla 4 se observa que para desbalances deman da–generación cercanos al 30%, para cualquier escenario de demanda, la pendiente d e caída de la frecuencia para el sistema colombiano llega a valores máximos de -1.2 Hz/s.

Lo anterior implica que cuando se presenten desbala nces superiores al 30% de la demanda los gradientes de caída de frecuencia podrí an excursionar a valores superiores al 1.4 Hz/s tal como lo ocurrido en el evento del 26 de abril de 2007.

Cabe anotar que para los casos simulados se asumió que los desbalances fueron simultáneos y no comprometieron la red del SIN, lo que se convierte en una aproximación, situación que deberá ser considerada en el estudio de detalle que se debe realizar para definir la viabilidad del comple mento del esquema actual con etapas aceleradas por df/dt y/o otros esquemas adicionales.EVALUACIÓN DEL ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA AÑO 2007 16

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6. CONCLUSIONES:

Se mantiene el porcentaje de desconexión en el valo r del 5% para todas las etapas por su efectividad ante los diversos desbalances al minimizar la carga desconectada.

6. CONCLUSIONES:

Se mantiene el porcentaje de desconexión en el valo r del 5% para todas las etapas por su efectividad ante los diversos desbalances al minimizar la carga desconectada.

De acuerdo con los registros obtenidos en los últim os años, cerca del 91% de los eventos provocan la operación del EDAC dentro del u mbral de las tres primeras etapas, que son las más rápidas en su actuación. Esto indic a que el esquema es lo suficientemente confiable para cubrir los eventos más probables.

Se recomienda a las empresas adelantar las acciones necesarias para ajustar sus Esquemas de Desconexión de Carga, asegurándose que tanto los umbrales como el porcentaje a desconectar en cada una de las etapas cumplen con lo definido por el esquema actual.

Considerando que en el año 2007 se recomendaron pruebas a las etapas 3 y 4 del EDAC pero ninguna empresa envió los resultados al C ND, que adicionalmente la mayoría de los eventos (91%) presentan actuación de las tres primeras etapas, y que el 50% de los eventos del último año presentaron actua ción del la primera etapa aún sin superar su umbral de actuación, se recomienda reali zar pruebas a las etapas 1 a 4 e informar al CND los resultados antes del 31 de octubre del 2008.

Se recomienda realizar los análisis necesarios para determinar la viabilidad de complementar el esquema actual con al menos una eta pa acelerada por df/dt, que permita evitar el colapso del sistema ante desbalan ces mayores, ocasionados por eventos de red o de generación que tengan baja prob abilidad de ocurrencia, pero que no desenlacen en un efecto cascada de desmembramiento de la red.

permita evitar el colapso del sistema ante desbalan ces mayores, ocasionados por eventos de red o de generación que tengan baja prob abilidad de ocurrencia, pero que no desenlacen en un efecto cascada de desmembramiento de la red.

Incluir en los análisis del df/dt la evolución no s olo de la frecuencia y la actuación del EDAC, sino también el impacto del evento sobre las tensiones y la cargabilidad de los diferentes equipos de la red, con fin de tener una adecuada coordinación entre los diferentes esquemas de protección del sistema que p ermitan tener un control efectivo del evento, disminuyendo el riesgo de colapso en el sistema.