The Extensive Use of PSS's: the Argentinean Case - Nelson Martins

Implantación de Estabilizadores de Sistema de Potencia en La ArgentinaNelson Zeni Junior † José Rodríguez ‡ K. J. Zachariah ╫ José Magaz ╪ Nelson Martins §João Marcos Soares † Roberto Molina ‡ Peter Farthing ╫Fernando Happel Pons †Paulo Marcos Paiva †† REIVAX Automação e Controle ‡ CAMMESA § CEPELRodovia SC 401 km 1 Argentina BrasilParque Tecnológico Alfa88030-000 Florianópolis, SC - Brasil╪ MERCADOS ENERGÉTICOSArgentina╫ PB Power, Merz & McLellan DivisionUnited KingdomResumen: En el año de 1994 el Sistema Argentino deInterconexión (SADI) presentó la necesidad de introduciralgunas mejorías operativas de manera a aumentar la capacidadde generación, eliminando las restricciones de transmisióncausadas por problemas de estabilidad.La Secretaria de Energía de Argentina instruyó a laCompañia Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico(CAMMESA) - el operador independiente del sistema - pararealizar el Proyecto "Recursos Estabilizantes para el SADI".El objetivo del Proyecto era el de aumentar la capacidad detransmisión de las líneas de 500 kV de Comahue, de 2.700MW para 3.300 MW, eliminando la falta de amortiguamientola cual en 1995 impuso restricciones de transmisión muyimportantes.CAMMESA definió los resultados que deberían serobtenidos como así los estudios necesarios y las accionescorrectivas. Una de las más importante acciones fue laimplementación del uso extensivo de PSSs y de un Sistema deMonitoreo de Oscilaciones, SMO. CAMMESA tambiéncontrató otras empresas para las funciones de consultora, parala realización de estudios y para el suministro de equipos.Este trabajo presenta las actividades de implementación delos PSSs, incluyendo los ensayos de campo y un análisis delSistema Interconectado Argentino (SADI). Son presentadosresultados individuales y globales de los amortiguamientosobtenidos.Palabras Clave: Oscilaciones, Amortiguamiento,Estabilizadores, Monitoreo, Estrategias.- identificación y modelado de los procesos ycontroladores;- estudios de estabilidad dinámica y transitoria;- uso extensivo de PSSs reajustando los existentes yintroduciendo varios de ellos en locales que se no losposeían;- uso de un sistema de Desconexión Automática deGeneración;- aplicación de Sistemas de Monitoreo de Oscilaciones,SMO.COMAHUENOAI. INTRODUCCIÓNEl SADI es un sistema radial con importantesramificaciones como Comahue, Yacyretá y NOA. La Figura 1presenta su diagrama general.Una elevada oferta de generación, en áreas muy distantesdel centro de carga, aumentaran los requerimientos detransmisión, de tal forma que la red de interconexión pasó a serel segmento más critico del sistema. Esto forzó la necesidad delproyecto "Recursos Estabilizantes para el SADI" [2]. ElProyecto original estaba basado sobre estudios hechos por losgeneradores de Comahue, la región del norte de la Patagoníaque posee pesada generación hidráulica.Un análisis inicial apuntó los estudios necesarios y lasacciones correctivas:FIGURA 1 - El SADI

Los escenarios y condiciones fueron definidos, donde losmodelos matemáticos deberían responder, con buena fidelidad,como el sistema real. Para este objetivo, el Instituto IITREE, dela Universidad de La Plata, realizó ensayos específicos en lasunidades generadoras. Algunos generadores, turbinas ycontroladores que no tenían modelos confiables fueronidentificados en un tiempo muy corto.Estudios de estabilidad dinámica fueron realizados, basadosen el enfoque de pequeñas señales, objetivando servir comoorientaciones para los ajustes de los estabilizadores.PSSs fueron instalados en todas las mayores centrales, enun total de setenta y tres unidades con PSSs, una capacidadinstalada de 12.503 MW, un valor más elevado que la cargapico del sistema en el año de 1996. Casi cincuenta unidadesfueron inicialmente especificadas para teneren sus PSSs depotencia eléctrica solamente reajustados. En función del cortotiempo de comisionamiento, de los bajos costos y de muchasventajas del PSS digital (basado en la integral de la potencia deaceleración), la instalación de nuevos equipos en todas lascentrales probó ser la mejor solución.Para monitorar la eficiencia de los recursos aplicados yestudiar lo comportamiento del sistema eléctrico, fue definidala implantación de un Sistema de Monitoreo de Oscilaciones,SMO, instalado en algunas subestaciones del país y en losprincipales centros de operación. Seis SMOs fueronsuministrados para el monitoreo de oscilacioneselectromecánicas. Cuando las oscilaciones ocurren, los datosson transmitidos para dos centros de análisis, proveídos con"software" de visualización de curvas [8].No obstante la complejidad que implicó inteinteactuar conuna cantidad elevada de diferentes agentes, el Proyecto produjoresultados muy buenos [1], superando los objetivos originales.Algunos procedimientos y leyes de control inadecuados fuerondetectados en algunas centrales y fueron totalmente revisadosdespués del Proyecto.Como uno de los resultados, la generación de la área deComahue, la cual estaba limitada al 37% de la carga total delSADI, pudo ser seguramente aumentada para un nivel del 43%.II. OBJETIVOS DEL PROYECTOUno de los objetivos del Proyecto era el aumento delamortiguamiento, de los modos inter-área [ 9] [10] menosamortiguados de la área de Comahue, hacia un mínimo del15% para el escenario de caso base, el 10% para el caso depérdida de un tramo de transmisión (el escenario "N-1") y el5% para el caso de pérdida de dos tramos del sistema detransmisión (el escenario "N-2"). Fue definido que el Esquemade Estabilización Suplemental, EES, debería aumentarsignificativamente el amortiguamiento de los modos deoscilación asociados con otras áreas. Estos factores deamortiguamiento deberían estar limitados a un mínimo del 5%.El criterio utilizado fue muy riguroso. En los EUA, porejemplo, un factor de amortiguamiento de la orden del 5% esadoptado para la operación normal y un valor más bajo, el 3%,es utilizado para contingencias.Los recursos de estabilización deberían prevenir el SADIde un colapso cuando de fallas dobles (por ejemplo, la aperturade dos tramos del 500 kV de Comahue durante tornados),reduciendo la cantidad de rechazo de carga aún en las peorescondiciones operativas del sistema.III. EL PSS DE POTENCIA DE ACELERACIÓN1. EL EquipoEl estabilizador utilizado en el Proyecto fue el REIVAXdigital modelo PWX500.2. Implementación FísicaEs construido en un "rack" de 19" (máximas dimensiones:483 x 177 x 230 mm). Con este tamaño pequeño puede serfácilmente ubicado en cualquier tipo de sistema de excitacióncomercial.3. HardwareEl PWX500 es electrónico, construido conmicroprocesadores y tiene su acción de control hechanuméricamente.Él recibe información solamente de los TPs y TCs. Susalida ajustable (de -10 a +10VCC) alimenta un resistor en elpunto de suma del RAT, cuyo valor es elegido para definir laganancia del equipo en la entrada del RAT.Dos UCPs, una para control y otra paraSupervisión/Transducción, son basadas en la familia demicrocontroladores Intel MCS 96, desarrollada para serutilizada en aplicaciones de control en tiempo-real.La UCP de control ejecuta la transducción de frecuencia, elalgoritmo de control y la lógica de entrada/salida, adaptaciónde parámetros, etc.. La UCP de Supervisión/Transducciónejecuta la transducción de potencia activa y tensión terminaldel generador. Ella también maneja el interfaz hombremáquina.Todos los parámetros principales del controlador sonalmacenados en EPROM y es posible hacer modificaciones através del interfaz hombre máquina orientado a menú, aún conel sistema en operación.4. SoftwareEl PWX500 trabaja sobre un núcleo tiempo-real, con todola síntesis de las funciones de transferencia hecha a través decálculos en punto flotante. Los algoritmos usados para hacerlos cálculos de las funciones de transferencia fueronexhaustivamente ensayados y son basados en métodos deintegración numérica muy robustos y otras técnicas.5. Principio de OperaciónLa experiencia con el uso de los dos tipos más populares dePSSs, el derivado de la velocidad o desvío de frecuencia f, yaquél derivado de la potencia eléctrica Pe, indica lascaracterísticas complementarias de estos estabilizadores.El PSS de velocidad o similar, que resulta del desvío defrecuencia de la tensión terminal, f, tiene buenas característicasen bajas frecuencias (abajo de la frecuencia del modo local)pero presenta problemas en altas frecuencias (inestabilizacióndel modo de la excitatriz, ruido, oscilaciones torsionales, etc.)[11].El PSS-Pe (derivado de la potencia eléctrica) no tieneninguno de estos problemas en altas frecuencias, pero los tieneen lo rango bajo del modo local: disturbios de la tensión

debidos a variaciones de generación, rechazo de carga, odisturbios hidráulicos en la turbina.La solución debería ser la utilización de un esquema comopresentado en la Figura 2, donde F(s) es un filtro pasa-bajas elcual bloquea la acción de f en las altas frecuencias [15], [18].El compensador incluye los "resets" y avance-atrasosutilizados para la compensación adecuada de fase en un rangoancho de frecuencias, usualmente de 0.1 hasta 3 Hz.FIGURA 2 - Síntesis simplificada del PSS6. Diagramas de BloquesTPXqTCLa Figura 3 presenta el diagrama de bloques del PSS.TRANSDUCCIÓNDEFRECUENCIATRANSDUCCIÓNDEPePOTENCIATRANSDUCCIÓNVtDETENSIÓNfLOGICAEXTERNAsT11+sT1RESETT1/2H1+sT1RESET1+2HRESETNO-LINEALLOGICAON/OFFPROTECCIÓN++ALARMELOCAL/REMOTAR1+4Ts(1+sT) 4FILTRORASTREADORDE RAMPA+ESCALÓN-F1F2+L I1+sT31+sT41+sT51+sT61+sT71+sT8sT21+sT2KPARA ELREGULADORDE TENSIÓNFIGURA 3 - Diagrama de bloques del PWX500ADELANTOATRASOADELANTOATRASOADELANTOATRASORESETGANANCIALsLIMITADORLa parte non-lineal del PSS comprende la lógica de disparoy reconexión (on/off) y el "reset" non-lineal.7. "Reset" Non-LinealEn casos de grande disturbios, especialmente aquellosinvolucrando cambios en la frecuencia, un PSS de altaganancia puede alcanzar su límite de salida, perdiendo sueficiencia de amortiguar oscilaciones.Para evitar este problema, una característica non-lineal fueintroducida en el segundo "reset" del PWX500, de forma areducir fuertemente la salida del PSS cuando ella alcanza uncierto nivel, asociada con un cambio en la tensión terminal enel mismo sentido [16]. Un tiempo de retardo evita la actuacióndurante oscilaciones inter-área o del modo local. Comoresultado la salida del PSS rápidamente vuelve a un rango preajustado(por ejemplo, ±2%) y así, el "reset" vuelve a su valornormal.CPUEsta estrategia evita la saturación del PSS, mantiene latensión terminal en niveles aceptables y mantiene un buenamortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas duranteel corto tiempo en el cual el "reset" es reducido.8. Lógica "On/Off"Un cuidado muy especial fue tomado en la protección y lalógica "on/off" del PWX500, de forma a no ponerlo enoperación en una condición desfavorable.Todas estas protecciones, dinámicamente coordinadas conel limitador de salida, evitan variaciones excesivas de latensión terminal, frente a cualquier disturbio, sea en el sistemaeléctrico o dentro del estabilizador.Para hacer la reconexión del PSS es necesario que:- la máquina esté sincronizada;- llave en el frontal del "rack" esté en la posición ON;- no haya falla en la UCP o en el fuente de alimentación.La ganancia del estabilizador puede ser cambiada como unafunción y sobre un rango predefinido de potencia activa, parala condición de operación de generador o bomba. Para laoperación como bomba, la polaridad es revertida.El rango de operación prohibido, las ganancias, la salidanormal del PSS y sus valores límites son fácilmente editadosmediante la del interfaz hombre-máquina, de forma a mantenerel estabilizador permanentemente "ON" o comandarlo "OFF"de forma segura, con la salida del equipo en sus nivelesnormales:salida negativa ≤ salida del PWX500 ≤ salida positiva9. ProteccionesHay algunas condiciones en las cuales el PWX500 esdisparado:- falla interna;- pérdida de la señal de frecuencia;- apertura del disyuntor del grupo u otro comando definidopelo usuario;- tensión del generador alta o baja, con el estabilizadorcontribuyendo para agravar el problema.IV. SISTEMA DE MONITOREO DE OSCILACIONES1. El EquipoEl SMO tiene como finalidad, el monitoreo delamortiguamiento del SADI en los modos de oscilación interárea(rango de 0,4 a 0,7 Hz), bien como el estado de operacióndel sistema antes y después de disturbios. La principaldiferencia entre el SMO y un Registrador Digital dePerturbaciones es que éste trabaja con informaciones en nivelde la frecuencia fundamental (50 o 60 Hz).Las medidas de potencia activa, reactiva, tensión yfrecuencia de las líneas de transmisión son las grandezas deinterés para monitoreo. Los registros del comportamientodinámico del sistema se efectuán en las unidades de monitoreoinstaladas en subestaciones del sistema de 500 kV, conoperación no-asistida y programación local o remota a través

de los centros de control e estudio. Los datos adquiridos sontransferidos para las unidades de análisis, instaladas en loscentros de control y estudios, con capacidad de cálculos ymanipulaciones gráficas sobre los registros de las señales.2. ArquitecturaSe estableció una arquitectura modular y flexible para elsistema. Las funcionalidades fueron divididas en tres gruposdistintos: adquisición de señales, comunicación de datos yanálisis de señales. Para la implementación de hardware ysoftware se usó módulos específicamente proyectados yproductos comerciales.Fueron definidas Unidades Locales de Monitoreo (ULM) yUnidades Centrales de Análisis (UCA), basadas enmicrocomputadoras, equipadas con hardware y softwareadecuados a las funcionalidades.Las ULMs operan automaticamente, permitiendo elmonitoreo de señales (mediciones directas), calculo demagnitudes asociadas (mediciones indirectas), detección deeventos, almacenamiento de registros y transmisión para lasUCAs. Estas permiten la recepción, gerenciamiento, análisis ymanipulación de registros, bien como el control remoto de lasULMs. La comunicación entre ULMs y UCAs es hecha através de líneas telefónicas dedicadas al equipo.Una visión general de la arquitectura es presentada en laFigura 4.VI. ESTUDIOS DE ESTABILIDADA. Estabilidad TransitoriaLos estudios fueron realizados mirando dos años adelante.Comparaciones entre nuevos y viejos escenarios fueronrealizados través de simulaciones de disturbios severos.Simulaciones de todo el sistema permitieron análisis decomportamientos incluyendo determinados equipos nomodelados en estudios de estabilidad de pequeños señales,como la actuación de los resistores de frenado de El Chocón yPlanicie Banderita, el sistema de desconexión automática degeneración y sistemas de rechazo de carga.Los resultados de las simulaciones también fueronutilizados como referencias para el ajuste y comisionamientode los PSSs. Los modelos eran corregidos en los casos quepresentaban un comportamiento distinto del esperado en elcampo.Los estudios de estabilidad transitoria y de pequeñasseñales fueron hechos casi que simultáneamente, ambosrecibiendo realimentación de los ensayos de campo. Esteprocedimiento fue seguido en función de las restricciones queafectaban algunos conjuntos de ajustes, recomendados enalgunas centrales con equipos muy particulares, como, porejemplo, El Chocón. En esta central, un control conjunto detensión de acción rápida requería ajustes significativamentediferentes de aquellos recomendados por los estudios. En otrascentrales, la compensación de avance estimada no fueimplementada debido a ruido excesivo o pérdida delamortiguamiento del modo de la excitatriz.B. Estabilidad de Pequeñas SeñalesFIGURA 4 - Arquitectura del SMO.V. IDENTIFICACIÓN Y MODELADOLa precisión de la base de datos, principalmente losmodelos, fue inicialmente cuestionada y así existió lanecesidad de identificar algunos controladores y procesos.Los controladores, gobernadores y sistemas de excitación,fueron identificados a través de ensayos de campo,determinando características estáticas e dinámicas de formaclásica [4]. Ensayos de rechazo de carga [7] fueron hechos paraobtener parámetros de los generadores. Todas estas actividadesfueron hechas en un período relativamente corto de tiempo.El estudio de estabilidad dinámica [3] fue realizado a travésde técnicas de análisis modal [12], con una representaciónlinealizada del sistema. Los elementos pasivos, compensadoresestáticos controlados, máquinas rotativas y sus controladoresfueron modelados. La evaluación de la estabilidad dinámicafue basada en los factores de amortiguamiento de losautovalores asociados a los varios modos de oscilación,llevando en cuenta las diferentes configuraciones del sistema ylas condiciones operacionales de la red de transmisión. Un totalde 85 escenarios, considerando despachos de generación yconfiguraciones del sistema de transmisión fueron estudiados.Fueron estudiados dieciséis casos considerando el sistema conla configuración completa. Sesenta y dos casos consideraroncontingencias simples y siete casos consideraron fallas dobles.Mediante el uso del programa PACDYN [13], fue posibleanalizar muchos aspectos importantes como:- modos dominantes del oscilaciones intra-plantas, locales,multi-máquinas y inter-áreas;- observabilidad de modos críticos en variables relevantes;- residuos de las funciones de transferencia, considerandocontingencias simple o dobles aplicadas en puntosdistintos de la red eléctrica;- ajuste de los PSSs de cada generador, llevando en cuentala máquina trabajando contra una barra infinita oconectada al sistema de potencia;- análisis secuencial del conjunto de configuracioneseléctricas, con distintas cargas y despachos degeneración, observando la variación de los polos

dominantes para una determinada función detransferencia.Dos modos dominantes existen en el área de Comahue: unoen el rango de 0.43 hasta 0.52 Hz y otro en el rango de 0.52hasta 0.60 Hz. Sus amortiguamientos, considerando lapresencia de todos los nuevos estabilizadores y cargas deimpedancia constante, quedaron por encima de 20% para todoslos escenarios del caso base. Con un modelado de carga másrealista, I constante para la carga activa y Z constante para laparte reactiva, adoptado en el estudio, las ganancias de losPSSs necesitaron de un aumento de manera a mantener elamortiguamiento de estos dos modos por encima del 15%. Conestos nuevos ajustes de los estabilizadores los niveles deamortiguamiento especificados en el Pliego: el 15% para loscasos base, el 10% para los escenarios "N-1" y el 5% para losescenarios "N-2", pudieron ser obtenidos en los estudios deestabilidad de pequeñas señales.Los ensayos de campo y mediciones efectuadas mostraronla necesidad de revisar algunos modelos. Una revisión de losestudios detectó siete casos "N" con factores deamortiguamiento menores que el 15% y once casos "N-1" confactores de amortiguamiento más bajos que el 10%. No huboproblemas con los casos "N-2". Los problemas estabanasociados con la performance del control conjunto de lascentrales El Chocón y Planicie Banderita. Después delProyecto, las leyes de control de estas dos centrales fueronsignificativamente modificadas.Los estudios también concluyeron que una pequeñadegradación del amortiguamiento de los modos inter-áreaocurría cuando los gobernadores eran representados.Los estudios de estabilidad de pequeñas señales nosolamente soportaran las simulaciones de estabilidad transitoriay los ajustes de los PSSs, sino ayudaron a definir una adecuadaubicación para los SMOs. El trabajo fue hecho a través decálculo de los factores de observabilidad asociados a los dosdominantes autovalores del área de Comahue y a los otros dosmodos asociados a otras áreas.C. Otros EstudiosEn algunos casos otros tipos de estudios, básicamentesimulaciones, fueron necesarios para apoyar los ensayos decampo, particularmente en casos especiales y no usuales. Estassimulaciones fueron hechas por la gente que soportaba losensayos en las oficinas de REIVAX. La Figura 4(a) presentauna simulación de respuesta al escalón en El Chocón, con lamaquina en 140MW/0MVAr, sin PSS, en control individual detensión, CI, y en control conjunto de tensión, CC. En estasimulación solamente dos maquinas fueron representadas. LaFigura 4(b) presenta un ensayo de campo con la máquina en lasmismas condiciones pero con seis máquinas en operación.(b) - ensayo de campo con seis máquinas.Es posible observar la diferencia significativa decomportamiento, principalmente en la ganancia estática,cuando las maquinas están en diferentes modos de control ycon un numero diferente de máquinas en operación. Se puedeapuntar que con seis máquinas la ganancia estática es muchomayor.VII. IMPLEMENTACIÓNHabía dos centrales previamente equipadas con elPWX500, en el sistema Argentino, como presenta la Tabla 1.TABLA 1 - PSSs REIVAX en operación en 1996.CENTRAL TIPO UNIDADES x PeLoma de la Lata Gas 3 x 125 MWAgua del Cajón Gas 1 x 125 MWLa implementación de los equipos fue dividida en dosfases, visando primeramente mejorar el amortiguamiento en lasáreas más críticas, conforme planeado entre los agentesinvolucrados con el Proyecto.A. Primera Fase del ProyectoA.1 CentralesLa Tabla 2 presenta los nuevos PSSs instalados en laprimera fase.TABLA 2 - Centrales de la primera faseCENTRAL TIPO UNIDADES x PeAlicurá Hidráulica 4 x 250 MWAgua del Toro Hidráulica 2 x 65 MWEl Chocón Hidráulica 6 x 215 MWLos Reyunos Hidráulica 2 x 112 MWPlanicie Banderita Hidráulica 2 x 230 MWRío Grande Hidráulica 4 x 189 MWPiedra Buena Carbón 2 x 310 MWLos estudios de estabilidad dinámica mostraron un aumentosignificativo en los factores de amortiguamiento después deesta fase: ellos cambiaron de un rango del 2.5-5.9% hasta 10.5-15.2% dependiendo de las condiciones de despacho. Noobstante, posteriormente se vió, habían algunas imprecisionesen el modelado. Las correcciones en los modelos resultaron enalgunos amortiguamientos de modos inter-áreas más bajos queel especificado. Este problema fue resuelto mediante el reajustede los estabilizadores de El Chocón y Planicie Banderita, enuna ocasión posterior.A.2 Ensayos de CampoFIGURA 4 - El Chocón, escalón de 1% en una máquinaen CC y CI:(a) - simulación con dos máquinas;Las Figuras 6 y 7 presentan las respuestas al escalón del1% para las centrales de Alicurá y Planicie Banderita. Para la

central de Río Grande un escalón del 2% ha sido aplicadocomo presentado en la Figura 8.Embalse Nuclear 1 x 648 MWB.3 Ensayos de CampoLas Figuras 10 y 11 presentan las respuestas al escalón del1% en las centrales de Piedra del Aguila y Embalse.FIGURA 6 - Alicurá: Respuesta al escalón (250 MW)FIGURA 10 - P. del Aguila: respuesta al escalón (350 MW).FIGURA 7 - Banderita: Respuesta al escalón (160 MW)FIGURA 11 - Respuesta al escalón en Embalse (648 MW).FIGURA 8 - Río Grande: respuesta al escalón (170 MW)La Figura 9 presenta el impacto en la tensión en unatomada de carga activa, en Alicurá (saliendo del 89%), con loviejo y el nuevo PSS. Es posible observar un desempeñosuperior del nuevo PSS para rechazar los efectos de lasvariaciones de potencia mecánica sobre la tensión terminal.FIGURA 9 - Tomada de carga activa en AlicuráB. Secunda Fase del ProyectoB.1 CentralesLa secunda fase, ejecutada tres meses después, involucróensayos y comisionamiento de los PSSs en las centraleslistadas en la Tabla 3.TABLA 3 - Centrales de la secunda FaseCENTRAL TIPO UNIDADES x PePiedra del Aguila Hidráulica 4 x 350 MWSalto Grande Hidráulica 14 x 135 MWYacyciretá Hidráulica 20 x 155 MWAgua del Cajón Gas 1 x 125 MWAgua del Cajón Gas 5 x 48 MWGüemes Gas 2 x 60 MWGüemes Gas 1 x 125 MWC. Resultados Globales y Dificultades Encontradas en elProyectoUn buen desempeño fue observado en el amortiguamientode los modos intra-planta en todas las máquinas ensayadas. Fueposible observar también, un buen comportamiento en elamortiguamiento del modo local (una máquina solamente) enEmbalse.Además de ser un gran Proyecto, la implementación de losPSSs tuvo que enfrentar algunas dificultades, como:- la lenta respuesta de excitatrices rotativas o brushless,requiriendo mucho más esfuerzo para ajustar los PSSspara amortiguar los modos intra-planta asociados;- El CC de acción rápida, principalmente en El Chocón yPlanicie Banderita, amplificaba los modos intra-planta.Aún más, el CC tornaba la potencia reactiva altamentesensible a las variaciones de potencia mecánica, mismoutilizando el PSS derivado de la integral de la potencia deaceleración, el cual es bien conocido como teniendoelevado rechazo a las variaciones de potencia mecánica;- los criterios distintos de ajuste de los RATs paramáquinas de una misma central;- el corto tiempo planeado pelos propietarios paracomisionamiento de centrales críticas (en una central agas todos los seis PSSs fueron ajustados en una únicanoche).La Figura 12 presenta la respuesta al escalón del 0.5% enuna máquina de El Chocón operando en CC, con todas lasmáquinas de las centrales operando con la carga plena. Debeser observada la fuerte amplificación causada por lacaracterística astática del CC en la barra de 500kV la cualaumenta mucho la ganancia estática de la función GEP(jw)[17].

La Figura 13 presenta las distintas respuestas al escalónobtenidas para tres máquinas de Agua del Cajón en las mismascondiciones porcentuales de carga.5025Ensayo # 4P(MW)0-255 10 15 20SimulaciónEnsayo # 1-50t(s)FIGURA 12 - Respuesta al escalón del 0.5% en El ChocónFIGURA 15 - Potencia activa: línea Rincón - Resistencia.400300Ensayo # 12200P(M W )100Simulación05 10 15 20-100t(s)FIGURA 13 - Respuestas al escalón del 1% en Agua del CajónVIII. TESTES DEL SADIAlgunos ensayos fueron conducidos sobre el SADI paraverificar el desempeño y hacer comparaciones con lassimulaciones de estabilidad transitoria [5]. Registros de estosensayos fueron producidos utilizando los SMOs. Aun con lasdificultades de reproducir exactamente las mismas condicionesoperativas, los resultados, en general, pueden ser consideradosbuenos. Una aproximación muy razonable fue obtenida. Losestudios de estabilidad se mostraron muy conservativos, puesel sistema presentó un amortiguamiento mejor que aquelloanticipado por los estudios.En la Figura 14 es presentado los transitorios de potenciaactiva en la línea de 500 kV El Chocón - Puelches para unadesconexión trifásica (ensayo # 1) y para una falla monofásica(ensayo # 4) en la línea de 500 kV Chocón Oeste - ChoeleChoel (lado de El Chocón). La Figura 15 presenta el flujo depotencia activa en la línea de 500 kV Rincón - Resistencia enlo mismo ensayo. Las simulaciones y testes están presentadosen las figuras.La Figura 16 presenta los transitorios de potencia activa enla línea de 500 kV Rincón - Salto Grande para una fallamonofásica en la línea de 500 kV Resistencia - Romang (ladode Resistencia).La Figura 17 presenta los transitorios de potencia activa enla línea de 500 kV Rincón - Yacyretá en el mismo ensayo. Lassimulaciones y ensayos son también comparados en estacentral.P(MW)300250200150100500-505 10 15 20Ensayo # 4SimulaciónEnsayo # 1FIGURA 16 - Potencia activa: línea Rincón - Salto Grande.P(M W)50250-25-50Ensayo # 125 10 15 20SimulaciónFIGURA 17 - Potencia activa: línea Rincón - Yacyretá.El análisis modal de la señal a través del método de Prony-Kumaresan [6], disponible en el software de visualización decurvas en los centros de análisis, es muy útil en el análisis deseñales de sistemas de potencia. El resultado de esta operaciónes una señal recuperada y un gráfico en el plan "s" complejo, elcual es presentado con sus resúmenes de curva presentando lasinformaciones de polos y componentes de la señal. Tambiénestán disponibles los resultados de frecuencia,amortiguamiento y más la fecha de la curva para inclusión enun archivo ASCII, a través de lo cual es generado elHistograma de Amortiguamiento. Para ilustración espresentada la Figura 18 donde puede ser observado una señalde oscilación de potencia resultante de la aplicación de unescalón de tensión del 2,5%, adquirido en la central Yacyretá(en el lado Argentino), descompuesto y analizado a través delmétodo de Prony-Kumaresan. Los componentes de esta señalpueden ser vistos en la tabla 4. Los puntos sobre la curvacorresponden a la señal reconstruida a través del método deProny.t(s).-100-150-200t(s)FIGURA 14 - Potencia activa: línea El Chocón - Puelches.

FIGURA 18 - Potencia en la línea de 500 kV.TABLA 4 - Componentes de la señal de la Figura 18.AMPLITUD FASE FRECUENCIA DECAIMIENTO AMORTIGUA-MIENTO0.97471 0.0000 0.000000 0.00000 0.000000.60722 -46.7126 0.592331 0.61625 16.335891.15155 -113.7684 1.054458 0.73160 10.975691.72396 135.4579 1.517216 0.50635 5.304060.68904 -8.1250 1.874520 0.81039 6.864310.86765 -45.5917 2.520159 2.19047 13.702970.06340 163.0927 3.343739 0.63774 3.034120.12054 63.6149 5.387897 0.99805 2.94689IX. DESPUÉS DEL PROYECTOComo consecuencia de los buenos resultados de loProyecto, cuatro centrales adicionales, conforme presentado enla Tabla 5, fueron equipadas con el PWX500, adicionando1,126 MW a la generación ya equipada con el PSS.Presentemente, el País tiene alrededor de 50% de su potenciainstalada equipada con los estabilizadores de integral depotencia acelerante PWX500.TABLA 5 - Nuevos PSSs después del ProyectoCENTRAL TIPO UNIDADES x PeFutaleufú Hidráulica 4 x 100 MWTucumán Gas 2 x 140 MWAve Fenix Gas 4 x 61 MWAluar Gas 4 x 40 MWAluar Gas 1 x 42 MWLas leyes de control de tensión fueron modificadas para lasmás viejas y aún importantes centrales de Comahue: El Chocóny Planicie Banderita, las cuales aún eran las responsables por elcontrol de tensión en la región de Comahue. Debido al hechode que actualmente estas máquinas están operando en controlindividual, (con un control conjunto lento que actúa como uncontrol secundario), es ahora posible dividir la tarea con lasotras grandes centrales de Comahue: Piedra del Aguila yAlicurá. Este cambio tornó posible el reajuste de los PSSs, conun aumento significativo de la ganancia, propiciando unaumento de amortiguamiento tanto para los modos deoscilación inter-área, como los modos intra-planta.X. OTROS ASPECTOS DE INTERÉSEn un tiempo relativamente corto, el SADI pasó por unaprofunda transformación dinámica. Este cambio rápido delperfil dinámico del sistema podría verse como algo muypeligroso, algo nunca antes hecho en sistema alguno. Noobstante, con la ayuda de los estudios, el comisionamiento delos PSSs en dos fases fue adecuadamente implementado.Por el facto de los sistemas de control estuvierenconectados en máquinas en operación comercial, elplaneamiento de las tareas y la ejecución de los ensayosrequirieron un importante esfuerzo de coordinación, de maneraa garantizar que los trabajos de campo fueran ejecutados sinafectar la calidad de los servicios debido a fallas ocircunstancias imprevistas.Los trabajos en argentina develaron algunos problemasmuy interesantes de interacción entre PSSs y gobernadores. Ensistemas como el Argentino, donde los modos lentos deregulación de velocidad (períodos de 20 a 40s) presentanamplitudes elevadas, durante, por ejemplo, pérdidassignificativas de generación, problemas muy severos puedenocurrir: pérdida general de amortiguamiento debida a lasaturación simultánea de la mayor parte de los estabilizadores yactuación inadecuada de la protección de pérdida deexcitación, debida a la falta de coordinación entre loslimitadores de mínima excitación y los PSSs. El "reset" nonlineal,implementado en el PWX500, probó ser una solucióneficiente, aún en máquinas con sistemas de excitación noprovistos de un limitador de mínima excitación [16].XI. ASPECTOS DE COSTOLos aspectos prácticos del Proyecto mostraron que el usoextensivo de PSSs adiciona un alto beneficio a un bajo costo,principalmente se soportado por estudios de estabilidad. Estoaun es más evidente si comparamos con solucionesalternativas, como, por ejemplo, el uso de dispositivos FACTSo la expansión de la transmisión. El costo total del Proyecto,alrededor de US$10 millones (incluyendo todos los otrossistemas como la desconexión automática de generación, losrelés de subfrecuencia y los sistemas de supervisión). Estecosto es 15 veces menor que aquello necesario para laexpansión estructural del sistema de transmisión.El sistema actualmente en operación permite un aumento decalidad del servicio y retornos anuales de US$9.3 millones,debido al aumento alrededor de 600 MW en la capacidad detransmisión [14].XII. CONCLUSIONESCAMMESA puso mucho esfuerzo en obtener un mejordesempeño dinámico para el SADI. Debe destacarse quesolamente con reglas y responsabilidades bien definidas, comoaquellas establecidas antes de la privatización del sistemaeléctrico, el esfuerzo conjunto de todos los involucrados hapermitido obtener buenos resultados en el sentido de laoptimización del sistema. El Pliego del Proyecto fue muyclaramente escrito y detallado, un hecho que fue muy relevantepara el suceso global de los trabajos. Esta nueva realidad hahecho posible un mejor uso del sistema, con la eliminación derestricciones de estabilidad a los generadores conduciendo a unaumento de la energía disponible.

Los ensayos de campo, para evaluar factor deamortiguamiento inter-área del sistema, mostraron la notablemejoría de desempeño obtenida.En este trabajo, los estudios y ensayos de campo secomplementaron, dando consistencia a esta profundatransformación dinámica en el sistema de potencia.Las facilidades para realizar ensayos y para definir ajustespropiciadas por los PWX500, combinadas con losprocedimientos de campo implementados, permitirán laejecución de los trabajos con un mínimo de interferencia sobrela operación del sistema.Otro importante aspecto es la disponibilidad de recursos detransmisión de datos, los cuales permiten que otrosespecialistas trabajen junto al personal de campo, a despechode las distancias involucradas.Leyes de control innecesarias y complicadas, como aquelladel control conjunto de tensión de El Chocón y PlanicieBanderita, fueron cambiadas por leyes más adecuadas yrobustas. Esta modificación permitió el amortiguamiento de lasoscilaciones dinámicas entre máquinas en esta central.En un proyecto hecho en un sistema tan grande, unarelación de costo/beneficio muy ventajosa es proveída pelo usoextensivo de PSSs. Sin las facilidades de soporte referidasarriba, como estudios, ensayos, etc., los costos deimplementación podrían aumentar hasta superar el precio delos propios equipos.Este Proyecto también mostró que, es más económico ytécnicamente más eficiente - tanto para la instalación comopara el mantenimiento - cambiar los equipos por nuevos, contecnología digital, que estudiar, modelar e reajustar viejosestabilizadores analógicos basados en la potencia activa.AGRADECIMIENTOSLos autores desean expresar sus agradecimientos a la genteinvolucrada con el Proyecto, especialmente las muycooperativas personas que trabajan en las centrales yparticularmente Jorge Aguero, del IITREE y GuillermoSchienemann, de ABB Argentina.REFERENCIAS[ 1] BAILEY, D.I. & RODRIGUEZ, J.M., "The Provision ofAdditional Stabilisation Facilities on the ArgentineanElectricity Network" (en inglés), - Latin America Power'98, Exposición International del Mercado ElectricoArgentino '98, Buenos Aires, Junio de 1998.[ 2] CAMMESA (Ed. Merz & McLellan), "RecursosEstabilizantes para el SADI - Pliego Nº 1/95", Setiembrede 1995.[ 3] CEPEL, "Recursos Estabilizantes para o SADI: Estudosde Estabilidade Dinâmica - Fase 2" (en Portugués ), Riode Janeiro, Julio de 1996.[ 4] CHEN, C.F. & HAAS, I.J., "Elements of ControlSystems Analysis - Classical and Modern Approach",Prentice-Hall, 1968.[ 5] CONSORCIO ABB - MERCADOS ENERGETICOS,"Informe Técnico n o 43 - Análisis Comparativo deMediciones y Simulaciones de los Ensayos del SistemaIntegrado para Verificación del EES en el SADI",Buenos Aires, Noviembre de 1997.[ 6] DAVID, P., "Análise Modal de Sinais Discretos peloMétodo de Prony-Kumaresan" (en Portugués), GalileoTecnologia, Rio de Janeiro, 1996.[ 7] DE MELLO, F.P. & HANNET, L.H., "Validation ofSynchronous Machine Models and Derivation of ModelsParameters from Tests" (en inglés), IEEE Transactions onPAS, vol. 100, n o 2, 662-672, Febrero de 1981.[ 8] FERREIRA, M. P.; MUSSATO, R.; FISCHBORN, M.;SOARES, J. M.; PAIVA, P. M., "Um Sistema deMonitoração de Oscilações: Aplicação no SistemaArgentino" (en Portugués), FL/GPC/18, XIV SNPTEE,Belém, 1997.[ 9] IEEE, System Oscillations Working Group, Inter-AreaOscillations in Power Systems (en inglés), PublicaciónIEEE 95 TP 101, Octubre de 1994[ [10] KUNDUR, P., KLEIN, M., ROGERS, G.J., ZYWNO,M.S., "Application of Power System Stabilizers forEnhancement of Overall System Stability" (en inglés),IEEE Transactions on Power Systems, vol. 4, n o 2, 614-626, Mayo de 1989.[11] LEE, D.C.; BEAULIEU, R.E.; SERVICE, J.R., "APower System Stabilizer Using Speed and Electric PowerInputs: Design and Field Experience" (en inglés), IEEETransactions on PAS, vol. 100, n o 9, 4151-4157, 1981.[12] MARTINS, N., "The Dominant Pole SpectrumEigensolver" (en inglés), Paper 96 WM 274-1 PWRS,IEEE/PES 1996 Winter Meeting, Baltimore, MD, Enerode 1996.[13] MARTINS, N., LIMA, L.T.G., PINTO, H.J.C.P.,MACEDO, N.J.P., "The Brazilian Utilities Package forthe Analysis and Control of Small-Signal Stability ofLarge Scale AC/DC Power Systems" (en inglés), IIISEPOPE, Mayo de 1992.[14] MOLINA, R., “Análisis de la Estabilidad Oscilatoria delSistema argentino de Interconexión (SADI) - CriteriosPrácticos - Análisis Modal - Estudios Complementares yEquipos”, VII ERLAC, CE 39-14, Puerto Iguazú,Argentina, May 1997.[15] SOARES J.M. & ZENI Jr., N., "Power System Stabilizerfor Hydrogenerators: Analysis, Comparison and FieldImplementation" (en inglés), Symposium on Planningand Operation of Electric Energy Systems, Rio deJaneiro, Julio de 1985.[16] SOARES, J. M. et allii, "Operational Aspects of theActuation of Power System Stabilizers: Coordination

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