Aplicación Práctica / Practical Issues
Recibido: 16-03-2022, Aprobado tras revisión: 08-07-2022
Forma sugerida de citación: Vargas, W.; Chamba, M.; De La Torre, A.; Echeverría, D. (2022), “Protocolo de pruebas y
validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica en la central hidroeléctrica Delsitanisagua”. Revista Técnica
“energía”. No. 19, Issue I, Pp. 22-33
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v19.n1.2022.507
© 2022 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Testing Framework and Validation for Speed Governing Systems – Practical
Application at Delsitanisagua Hydropower Plant
Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación
práctica en la central hidroeléctrica Delsitanisagua
W. Vargas
1
M. S. Chamba
1
A. De La Torre
2
D. Echeverría
2
1
CELEC EP Unidad de negocio Coca Codo Sinclair
E-mail:marlon.chamba@celec.gob.ec; walter.vargas@celec.gob.ec
2
Operador Nacional de Electricidad, CENACE
E-mail: decheverria@cenace.gob.ec; adltorre@cenace.gob.ec
Abstract
Through control systems and spinning reserve,
frequency regulation wants to respond adequately
against the instantaneous generation-load
imbalances, so that the arisen frequency variations
would be properly corrected. Therefore, the
capability to regulate the frequency and maintain it
within certain limits provides greater security and
control over the system operation. Under this
context, the development of methodologies that allow
a fast and accurate response from the power-
frequency control equipment are necessaries.
Specifically, from speed governing systems, also
known as governors, and which are key players
during the Primary Frequency Regulation (RPF).
In this field, the "Subgerencia Nacional de
Desarrollo" (SID) of the Ecuadorian system
operator (CENACE) is proposing a comprehensive
testing framework and tuning methodology for
speed governing systems, which were applied with
great success at Delsitanisagua hydropower plant.
The main achieved results, conclusions, and
recommendations are presented in this article.
Resumen
La regulación de frecuencia, a través de mecanismos
de control y reservas de generación disponible, busca
responder en forma adecuada a las exigencias del
sistema eléctrico y corregir así, las variaciones de
frecuencias que surgen como producto del
desbalance generación y carga. Por lo tanto, la
capacidad de regular la frecuencia y mantenerla
dentro de ciertos límites otorga mayor seguridad y
control sobre la operación del sistema. Bajo este
contexto, es necesario el desarrollo de metodologías
que permitan la respuesta rápida y precisa de los
equipos de control potencia - frecuencia;
concretamente de los reguladores de velocidad,
también conocidos como gobernadores, que son
indispensables en la Regulación Primaria de
Frecuencia (RPF).
Dentro de este campo, la Subgerencia Nacional de
Investigación y Desarrollo (SID) de CENACE
propone un protocolo de pruebas y una metodología
de sintonización de reguladores de velocidad,
mismos que fueron aplicados con gran éxito en la
central hidroeléctrica Delsitanisagua. En este
artículo se presentan los principales resultados
alcanzados, conclusiones y recomendaciones.
Index terms Governor tuning, generator speed
controller, frequency regulation
Palabras clave Sintonización reguladores de
velocidad, regulación de frecuencia.
22
Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
1. INTRODUCCIÓN
La regulación de frecuencia busca, a través de
mecanismos de control y reservas de generación
disponibles, responder en forma adecuada a las
exigencias del sistema eléctrico y corregir así, las
variaciones de frecuencias que surgen como producto
del desbalance de generación y carga. Por lo tanto, la
capacidad de regular la frecuencia y mantenerla dentro
de ciertos límites otorga mayor seguridad, rigidez y
control sobre la operación del sistema. Bajo este
contexto, es necesario el desarrollo de metodologías que
incluyan un adecuado protocolo de pruebas para
verificar la respuesta rápida y precisa de los equipos de
control potencia - frecuencia, tales como los reguladores
de velocidad, también conocidos como gobernadores
[1].
Los gobernadores permiten una regulación
automática de la producción de los generadores
(potencia mecánica) para equilibrar los requerimientos
variables del consumo (potencia eléctrica). A esta
regulación se la denomina Regulación Primaria de la
Frecuencia (RPF). Para que esta regulación sea efectiva,
los generadores que regulan deben ser despachadas por
debajo de su carga máxima y así disponer de un margen
de potencia con respecto a su potencia máxima
denominada Reserva Rotante [2].
Adicionalmente, las unidades de generación deben
disponer de gobernadores bien sintonizados y
modelados, tal que su respuesta permita una regulación
adecuada de la frecuencia, cumpliendo con los
requerimientos internacionales y códigos de red
nacionales; así como un modelo matemático validado
con el objetivo de realizar estudios de planificación y
operación que representen el comportamiento real del
generador y su regulador de velocidad
En este sentido, en [3] se ha desarrollado un
procedimiento de pruebas para obtener modelos de
gobernadores precisos de centrales de generación
hidroeléctricas de Nueva York. El objetivo es mejorar la
precisión de las simulaciones dinámicas del sistema
eléctrico. En [4] se presenta las pruebas y modelado de
controles de generadores en el sistema hidroeléctrico de
Ontario considerando un análisis completo de las
normas NERC. Además, en [5] se describen las pruebas
y la puesta en marcha de los gobernadores de turbinas
de gas para rendimiento en modo isla, basados en el
cumplimiento de la NERC y la WSCC. Por último, en
[6] se presentan dos ejemplos de pruebas y modelado de
reguladores de turbinas de gas, adicionalmente, se
validan los modelos donde los resultados simulados
compaginan con los datos medidos.
Estas pruebas se han realizado en unidades
analógico-electrónicas antiguas y en unidades digital-
electrónicas nuevas. Las metodologías para realizar las
pruebas de los gobernadores dependen del progreso de
la tecnología, tanto de los reguladores de velocidad
como de los equipos de medición y registro. Sobre esta
base, la Subgerencia Nacional de Investigación y
Desarrollo (SID) del Operador Nacional de Electricidad
CENACE desarrolló un novedoso protocolo de pruebas
y metodología para validación y sintonización de
reguladores de velocidad, basado en la nueva tecnología
de adquisición de datos WAMS de CENACE. Este
protocolo de pruebas y metodología fue aplicado con
gran éxito en la central hidroeléctrica Delsitanisagua,
donde se considera el cumplimiento de normativa de
códigos de red internacionales. Adicionalmente, se
presenta la identificación paramétrica del modelo del
regulador de velocidad en PowerFactory de
DIgSILENT.
A continuación, en el segundo acápite se presenta la
importancia y clasificación de la regulación de
frecuencia. En el tercer acápite se presenta la
metodología de análisis de pruebas e identificación
paramétrica. En el cuarto capítulo se detalla el protocolo
de pruebas y conexión de equipos. Posteriormente, en el
quinto acápite se discuten los principales resultados y se
analiza el cumplimiento de la normativa; para luego en
sexto capítulo realizar la identificación paramétrica del
sistema de control. Finalmente se presentan las
conclusiones y recomendaciones.
2. REGULACIÓN DE FRECUENCIA
Uno de los elementos clave para garantizar un
funcionamiento seguro y estable de los sistemas
eléctricos de potencia es el equilibrio entre la
generación y la demanda. La mayor consecuencia en un
sistema de potencia ante un “exceso/déficit” de
generación es el efecto en la frecuencia del sistema. Por
esta razón, el problema relaciona el control frecuencia-
potencia, el cual debe conseguir que:
Se mantenga el equilibrio entre generación y
demanda.
Se mantenga la frecuencia de referencia en el
sistema.
Se cumplan los compromisos de intercambio de
energía con las áreas vecinas.
Se mantenga la suficiente potencia/energía de
reserva.
Para cumplir estos objetivos, como se muestra en la
Figura 1, el control frecuencia-potencia se organiza en
tres niveles: primario, secundario y terciario. Cada uno
de los niveles opera en un margen de tiempo e involucra
un conjunto de variables.
El control primario es el más rápido, operando en un
margen de tiempo de hasta 30 segundos. El propósito es
limitar la desviación de la frecuencia tras una
contingencia [7], recuperando el balance entre carga y
generación del sistema, ubicándolo en un nuevo punto
de operación en estado estable.
23
Vargas et al. / Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica
La respuesta primaria proviene de la inercia de los
generadores, el amortiguamiento de las cargas
(motores), los reguladores de velocidad (Gobernadores),
y otros dispositivos que proveen respuesta inmediata
como un BESS (Battery Energy Storage Systems). En
los instantes iniciales, tras producirse un desbalance de
potencia, la tasa de cambio de la frecuencia ROCOF
(Rate of Change of Frequency) y el punto más bajo de
la frecuencia alcanzado NADIR están determinados
principalmente por la magnitud del desbalance, la
inercia total del sistema y por dispositivos de respuesta
rápida como el BESS [8].
Figura 1: Regulación de Frecuencia [8]
El control secundario opera en un margen de tiempo
de entre 30 segundos y 10 minutos. Actúa en el ámbito
del área de control, atendiendo a la frecuencia y al
intercambio de potencia con las áreas vecinas.
El control terciario opera en un margen de tiempo
superior a 10 minutos. Actúa en el ámbito de un sistema
eléctrico extenso, buscando un reparto de cargas
optimizado que asegure suficientes reservas de energía.
3. PROPUESTA METODOLÓGICA
En la Figura 2 se presenta el diagrama de flujo con
la metodología de pruebas e identificación paramétrica
de sistemas de control.
Figura 2: Metodología de pruebas e identificación paramétrica de
sistemas de control
En primera instancia, en la metodología se define un
protocolo de pruebas y conexión de equipos
considerando los materiales y equipamiento disponible
por personal de la central y del CENACE.
Adicionalmente, se verifican permisivos de control,
parametrización inicial y pruebas de registros del
sistema WAMS con la finalidad de identificar
restricciones en el registro adecuado de las pruebas y
ajustar los sistemas de comunicación y conexionado.
Posteriormente, se realizan las pruebas para la
verificación de la capacidad de respuesta de la potencia
activa ante variaciones de la frecuencia. En este sentido
en la Figura 3 se presenta la característica de
Regulación Potencia-Frecuencia (RPF), donde se
observa las principales particularidades que la
caracterizan.
Figura 3: Característica Regulación Potencia – Frecuencia (RPF)
El estatismo (droop en inglés) es la característica
técnica de una planta y/o unidad de generación que
determina la variación porcentual de la frecuencia por
cada unidad de variación porcentual de potencia de
respuesta. La Banda Muerta (Dead Band, DB) es el
rango de frecuencia del sistema dentro del cual las
unidades de generación no varían automáticamente su
potencia. Adicionalmente, se observa el Límite de
Amplitud que se caracteriza por limitar el incremento o
decremento de entrega de potencia del regulador de
velocidad, dado un evento de frecuencia[9]. Es
importante destacar que, el Límite de Amplitud define
los límites máximos y mínimos de frecuencia entre los
cuales el regulador de velocidad aportará a la RPF
Para el análisis de resultados se considera el
cumplimiento de la normativa internacional citados en
la mayoría de los códigos internacionales [9], [10] y
[11], resumido a continuación:
a) Estatismo: ajustable en el rango de 3 a 8%; en este
caso se ha parametrizado en 4%.
b) DB: considera un rango de 0-200 mHz y, para estos
ensayos se ajustada en 30 mHz.
c) |ΔP1|/Pmax = (ΔPmax): intervalo de respuesta a la
frecuencia, donde ΔP1 es la respuesta en potencia
activa esperada ante un desvío de frecuencia Δf (ver
Figura 4. En este caso, se considera que el intervalo
puede oscilar entre 1% y 10%.
24
Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
Δf: desvío de la frecuencia f respecto de 60 Hz (Δf =
f – 60).
ΔP: respuesta en potencia activa esperada ante una
Δf calculada a través de la siguiente ecuación:
(1)
Figura 4: Capacidad de respuesta de la potencia activa ante
variaciones de frecuencia [11]
Retraso inicial (t1): tiempo de activación de la
respuesta de frecuencia. Este tiempo se mide desde
que se detecte un cambio de frecuencia hasta cuando
se produzca una variación del 1% del ΔPensayo. En
este caso se considera que el valor de t1 debe ser
menor a 2 seg.
Tiempo de activación total (t2): tiempo de
activación de la respuesta de regulación un cambio
de frecuencia Δf del cual se espere una respuesta
igual a |ΔP1|/Pmax (incluyendo el retraso inicial t1).
A efectos de la determinación del t2 se considerará
el tiempo correspondiente al último valor de P que
entra dentro de la banda ±1% de Pmax alrededor de
|ΔP1|/Pmax. Se considera que el valor de t2 debe ser
menor a 30 seg.
Por último, en base al análisis de resultados de las
pruebas y las restricciones identificadas que limitan la
correcta actuación del regulador de velocidad se realiza,
de ser necesario la adecuada sintonización. Caso
contrario se procede a la identificación paramétrica del
regulador de velocidad empleando la herramienta y
metodología diseñada en [12], [13] y [14].
Esta herramienta y metodología considera las
recomendaciones dadas por la Corporación de la
Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC,
por sus siglas en inglés) en el documento “Reliability
Guideline Power Plant Dynamic Model Verification
Using PMUs” [15]. La herramienta se basa en un
método de optimización que minimiza el error
cuadrático medio (MSE, por sus siglas en inglés) entre
las señales de pruebas de campo y las respuestas
obtenidas en simulación [14].
4. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA EN LA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
DELSITANISAGUA.
En la Figura 5 se presenta la frecuencia del S.N.I. y
la potencia activa de una unidad de la central
Delsitanisagua, ante un evento suscitado en el sistema
eléctrico colombiano y registrado por el sistema WAMS
de CENACE. El evento de frecuencia corresponde a la
salida de operación de la central Termo Yopal con un
despacho estimado de 80 MW. Este evento provoca un
desbalance de generación-carga ocasionando un
decremento de la frecuencia hasta 59.75 Hz (NADIR), y
luego se estabiliza en aproximadamente 59.90 Hz.
Es importante resaltar que ante este evento las
unidades de generación Delsitanisagua no aportan a la
RPF. Se observa que, ante el decremento de la
frecuencia, la unidad no incrementa su potencia activa
mediante la variación de su potencia mecánica (apertura
de inyectores) por actuación de su regulador de
velocidad; no obstante, se aprecia el aporte de la
respuesta inercial de la unidad. En este sentido, se
desprende la necesidad de desarrollar, y aplicar en
campo, una metodología de pruebas, parametrización y
sintonización de los reguladores de velocidad.
Figura 5: Respuesta de Frecuencia de una unidad de la Central
Delsitanisagua previo a la intervención del regulador de velocidad
Con estos antecedentes, se plantea un plan piloto
para aplicar la metodología desarrollada por la SID en la
Central Hidroeléctrica Delsitanisagua de 180 MW de
potencia, la cual se encuentra ubicada en la provincia de
Zamora Chinchipe, cantón Zamora. Esta central cuenta
con tres turbinas tipo Pelton de 60 MW, las cuales
aprovechan el potencial del río Zamora, con un caudal
medio anual de 47,3 m
3
/s aprovechables para su
generación [16].
4.1. Protocolo de Pruebas y Conexión de Equipos
En la Figura 6 se presenta la conexión de equipos
para realizar las pruebas del regulador de velocidad de
la unidad 2 de la central Delsitanisagua, que involucra:
1) Señal de frecuencia inyectada mediante el equipo de
pruebas OMICRON CMC 256 plus [17] y 2) el registro
25
Vargas et al. / Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica
de la señal analógica medida (apertura de válvulas) por
medio de un controlador de automatización en tiempo
real RTAC SEL-2240 configurado como PMU RTAC
móvil [18]. Adicionalmente, esta PMU permite el
registro de la señal inyectada por el OMICRON CMC
256 plus.
El objetivo principal es observar el comportamiento
del sistema “Generador-Regulador de Velocidad”
respecto a variaciones controladas de frecuencia. Para
ello, se inyecta una señal de voltaje con frecuencia
variable directamente en el módulo del regulador,
reemplazando la señal de frecuencia del sistema
proveniente del transformador de potencial conectado al
voltaje terminal de la unidad. La estimación de los
sincrofasores de voltaje y corriente, así como el cálculo
de potencia activa de la unidad de generación son
registrados con la PMU existente en la unidad 2 de la
marca Arbiter Modelo 1133A Power Sentinel. Todos
estos equipos se conectan directamente con el sistema
WAMS de CENACE, WAProtector [19], para su
almacenamiento, sincronización y análisis a través de
los despliegues diseñados en la interfaz gráfica realizada
para las pruebas.
Figura 6: Conexión de equipos
Figura 7: Conexión de la Maleta de Inyección de señales a PLC del Regulador de Velocidad
Tarjeta 1 x/c PL
Tarjeta 1 x/c PL
26
Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
En la Figura 7 se presenta el esquema de conexión
de la maleta de inyección de señales, OMICRON CMC
256 plus, a la tarjeta 1 x/c PLC del regulador de
velocidad de la unidad de generación. En este proceso
de conexión de equipos se debe realizar:
La verificación de la disponibilidad de señales de
sincronización y de acceso a la red de PMUs de
CENACE. En este punto, es importante la
disponibilidad de una salida configurable IRIG-B y
un punto de acceso a la red MPLS de PMUs.
La instalación y configuración de un switch auxiliar
para acceso de equipos, inyector y computadores a la
red de PMUs y del sistema WAMS (WAProtector)
de CENACE.
La instalación, conexionado, sincronización y
programación del equipo PMU RTAC (móvil)
destinado a la adquisición de la frecuencia y la
entrada analógica de apertura de inyectores.
La instalación y conexionado del equipo de pruebas
OMICRON CMC 256 plus, destinado a la inyección
de la señal para la variación de frecuencia en el
regulador de velocidad.
La configuración de pruebas en software de gestión
del equipo inyector OMICRON CMC 256 plus.
La configuración de la PMU RTAC en el sistema
WAProtector de CENACE.
4.2. Pruebas y Resultados
En la Tabla 1 se presentan los parámetros del
regulador de velocidad de los generadores que definen
la característica de regulación y fueron ingresados en
sitio; y, además se muestran las ganancias del control
PID (Proporcional-Integral-Derivativo) que definen los
tiempos de la respuesta de regulación y que se
encuentran parametrizadas por el fabricante. Estos
parámetros junto con la programación del PLC
permitieron obtener resultados coherentes de la
actuación del regulador de velocidad y, con base a éstos
se realiza el análisis de resultados, cumplimiento de
normativa y validación del modelo de control.
Tabla 1: Parámetros del regulador de velocidad
Característica de Regulación
Control PID
Banda
Muerta
(Hz)
Estatismo
(%)
Límite de
Amplitud
(%)
kp
Ki
Kd
0.03
4
48
8
8
0
4.2.1. Pruebas de Campo
Las pruebas fueron realizadas en una unidad de
generación, la cual permitía el conexionado fiable de los
materiales y equipos. Considerando diferentes
despachos se realizaron variaciones de frecuencia para
registrar la respuesta de la potencia activa.
En la Figura 8 se presenta la respuesta de la unidad
2, despachada con aproximadamente 30 MW, ante un
incremento de frecuencia de 0.27 Hz. Se pueden
observar las variables registradas por el sistema WAMS
como voltaje (V) y frecuencia (Hz) de inyección,
apertura de inyectores (válvulas) (%) y potencia activa
eléctrica (MW). La señal de inyección se compone de
una magnitud de voltaje con una frecuencia, la cual se
modifica para provocar las variaciones.
Con el incremento de frecuencia de 0.27 Hz se
observa una correcta actuación del regulador, puesto
que disminuye la potencia de salida de 30.73 MW a
24.62 MW, cuyo estatismo equivale a 3.93% (valor muy
cercano al valor parametrizado de 4%).
Por otro lado, en la Figura 9 se presenta la prueba
con un decremento de frecuencia de 0.27 Hz, donde se
observa una correcta actuación del regulador de
velocidad, puesto que, ante el decremento de frecuencia,
la unidad de generación aumenta su potencia de salida
desde 30.71 MW hasta 35.87 MW, cuyo valor
corresponde a un estatismo de 4.65%.
En la Tabla 2 se presenta los resultados de las
pruebas con despacho aproximado de 30 MW,
correspondiente a una operación con 4 válvulas, donde
se observa que el estatismo se encuentra alrededor del
4% a 4.6%. Los ensayos No. 5 y No. 10 corresponden a
pruebas fuera del rango mínimo y máximo de frecuencia
(dado por el Límite de Amplitud), en estos casos, el
aporte a la RPF no se incrementa (valor saturado).
Es importante destacar que, la respuesta de las
válvulas (apertura y cierre) es uniforme ante una misma
variación de frecuencia, por ejemplo, el ensayo No. 4,
correspondiente a incremento de 0.27 Hz, cuenta con
una apertura de válvulas de 11.34%; el mismo caso
sucede en el ensayo No. 9 correspondiente a un
decremento de 0.27 Hz de frecuencia, donde las
válvulas se cierran en 11.33%.
En base a esto se calculó el porcentaje de variación
de frecuencia en función de la apertura/cierre de
válvulas, considerando que la apertura máxima de las
válvulas es del 87% (valor indicado por el fabricante);
en este caso, la relación variación de frecuencia versus
variación de apertura de válvulas corresponde a valores
de 4% (estatismo parametrizado en el regulador).
Sin embargo, la respuesta de estatismo calculado en
base a la variación de Potencia no es uniforme, por
ejemplo, como se puede observar en la columna
Estatismo ensayo (%), para variaciones de frecuencia
por encima de la frecuencia nominal, el estatismo
corresponde a aproximadamente 4%; mientras que para
variaciones de frecuencia por debajo de la nominal el
valor de estatismo corresponde a aproximadamente
4.6%.
27
Vargas et al. / Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica
En la tabla 3. se presenta los resultados de las
pruebas con despacho de 50 MW, correspondiente a una
operación con 6 válvulas. En este caso se observa que el
estatismo se encuentra entre 3% y 3.5%; sin embargo, la
relación de variación a frecuencias versus la
apertura/cierre de válvulas corresponde a un valor de
4% (estatismo parametrizado en el regulador).
Figura 8: Pruebas al regulador de velocidad - Incremento de frecuencia
Figura 9: Pruebas al regulador de velocidad - Decremento de frecuencia
Tabla 2: Ensayos con despacho de 30 MW (4 válvulas)
No.
Ensayo
Ff
(Hz)
Δf
(Hz)
Pf
(MW)
ΔP
(MW)
ΔP
(% Pn)
Δf
ensayo
(% fn)
P0
ensayo
(MW)
Pf
ensayo
(MW)
ΔP
ensayo
(%Pmax
)
AV0
ensayo
(%)
AVf
ensayo
(%)
ΔAv
ensayo
(%)
Δf/ΔAv
(%)
Estatismo
ensayo
(%)
1 60.09 0.09 28.50 1.50 2.50 0.10 30.77 29.30 2.45 49.32 46.48 2.84 4.05 4.08
2 60.15 0.15 27.00 3.00 5.00 0.20 30.77 27.74 5.05 49.32 43.64 5.68 4.05 3.96
3 60.21 0.21 25.50 4.50 7.50 0.30 30.76 26.18 7.63 49.32 40.80 8.52 4.05 3.93
4 60.27 0.27 24.00 6.00 10.00 0.40 30.70 24.62 10.13 49.32 37.98 11.34 4.05 3.95
5 60.30 0.30 24.00 6.00 10.00 0.40 30.70 24.53 10.28 49.32 37.98 11.34 4.05 3.89
6 59.91 0.09 31.50 1.50 2.50 0.10 30.75 32.03 2.13 49.32 52.15 2.83 4.06 4.69
7 59.85 0.15 33.00 3.00 5.00 0.20 30.75 33.43 4.47 49.32 54.99 5.67 4.05 4.48
8 59.79 0.21 34.50 4.50 7.50 0.30 30.77 34.68 6.52 49.32 57.82 8.50 4.06 4.60
9 59.73 0.27 36.00 6.00 10.00 0.40 30.71 35.87 8.60 49.32 60.65 11.33 4.06 4.65
10 59.70 0.30 36.00 6.00 10.00 0.40 30.75 35.90 8.58 49.32 60.65 11.33 4.06 4.66
Tabla 3: Ensayos con despacho de 50 MW (6 válvulas)
No.
Ensayo
Ff
(Hz)
Δf
(Hz)
Pf
(MW)
ΔP
(MW)
ΔP
(% Pn)
Δf
ensayo
(% fn)
P0
ensayo
(MW)
Pf
ensayo
(MW)
ΔP
ensayo
(%Pmax
)
AV0
ensayo
(%)
AVf
ensayo
(%)
ΔAv
ensayo
(%)
Δf/ΔAv
(%)
Estatismo
ensayo
(%)
1 60.09 0.09 48.06 1.94 3.23 0.10 49.57 47.60 3.28 53.92 51.06 2.86 4.02 3.05
2 60.15 0.15 46.13 3.87 6.45 0.20 49.54 45.71 6.38 53.91 48.19 5.72 4.02 3.13
3 60.19 0.19 44.84 5.16 8.60 0.27 49.76 44.59 8.62 53.96 46.56 7.40 4.14 3.09
4 60.21 0.21 44.84 5.16 8.60 0.27 49.58 44.43 8.58 53.92 46.50 7.42 4.13 3.11
5 59.91 0.09 51.94 1.94 3.23 0.10 49.53 51.31 2.97 53.92 56.78 2.86 4.02 3.37
6 59.85 0.15 53.87 3.87 6.45 0.20 49.56 53.03 5.78 53.92 59.65 5.73 4.01 3.46
7 59.81 0.19 55.16 5.16 8.60 0.27 49.63 54.30 7.78 53.96 61.36 7.40 4.14 3.43
8 59.79 0.21 55.16 5.16 8.60 0.27 49.53 54.16 7.72 53.92 61.31 7.39 4.15 3.46
*AV0
Apertura de válvulas (inyectores) inicial
**AVf
Apertura de válvulas (inyectores) final
28
Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
4.2.2. Análisis de resultados y cumplimiento de
normativa
4.2.2.1. Características de regulación
De las pruebas realizadas y en base a la lógica del
PLC, el regulador de velocidad deberá presentar dos
curvas características de Regulación de Potencia –
Frecuencia, cuyos resultados se muestran en la Tabla 4.
Por lo tanto, las curvas de regulación son función del
número de inyectores:
1) Con 4 inyectores por generador (Rango de
potencia entre 22 y 42 MW): el estatismo
corresponde a aproximadamente 4%;
2) Con 6 inyectores por generador (Rango de
potencia entre 42 y 60 MW): el estatismo
corresponde a aproximadamente 3%.
Tabla 4: Características de Regulación Potencia-Frecuencia
Rang
de
Pot.
(MW)
No.
Válv
Característica Regulación
Estatismo
real
(%)
LímiteHz
(Hz)
Fmax
(Hz)
Fmin
(Hz)
ΔP
(MW)
ΔP
(%)
22-42
4
4
0.24
60.27
59.73
6.0
10.0
42-60
6
3
0.16
60.19
59.81
5.1
8.6
Figura 10: Característica Regulación Potencia – Frecuencia con 4
válvulas
La variación de potencia máxima (aporte a la RPF)
es función del Límite de Amplitud (LA) y del número
de válvulas en operación. Como se observa en la Figura
10, con 4 inyectores se registra un aporte máximo a la
RPF de aproximadamente 10% (6 MW); mientras que,
para despachos mayores de 42 MW con 6 inyectores el
aporte máximo a la RPF es del 8.6% (5.1 MW).
Es importante notar que, con el valor definido de
Límite de Amplitud, ante un evento de frecuencia que
sobrepase los límites máximo y mínimo de frecuencia,
la variación máxima de potencia que entregan los
generadores corresponde a los valores antes
mencionado. Por lo tanto, en caso de requerirse menor o
mayor aporte de potencia será necesario definir un
nuevo LA.
4.2.2.2. Banda Muerta
En la Figura 11 se muestra la prueba en campo para
verificar la actuación del regulador con variaciones de
frecuencia dentro de la banda muerta. En esta figura se
observan dos ensayos correspondientes a la variación de
frecuencia dentro de la banda muerta y otro fuera de la
banda muerta. Se observa que la actuación del regulador
es correcta al actuar únicamente ante el ensayo con
variación de frecuencia mayor a 30 mHz (valor
parametrizado en el regulador de velocidad).
4.2.2.3. Tiempos de actuación e intervalo de
respuesta a la frecuencia
En la Figura 12 se muestra la capacidad de respuesta
de los reguladores de velocidad para despachos con 4 y
6 válvulas. En estas figuras se muestra que:
a) |ΔP1|/Pmax disminuye ante el evento de incremento
de frecuencia hasta -10%, conforme lo especifica
característica de regulación con 4 inyectores (ver
Tabla 4). El tiempo de activación t1 de la respuesta
de frecuencia es menor a 1 seg.; mientras que, el
tiempo de activación t2 de la respuesta de regulación
a un cambio de frecuencia Δf es menor a 15 seg.
b) |ΔP1|/Pmax disminuye ante el evento de incremento
de frecuencia hasta -8.6%, conforme lo especifica
característica de regulación con 6 inyectores (ver
Tabla 4). El tiempo de activación t1 es menor a 1
seg.; mientras que, el tiempo de activación t2 es
menor a 20 seg.
Dado que las respuestas del regulador de velocidad
con las ganancias del controlador PID (Proporcional-
Integral-Derivativo) que se encuentran ingresadas
actualmente en el regulador de velocidad son adecuadas
a los requerimientos de normativa internacional, se
procede a la identificación paramétrica del modelo.
4.2.2.4. Limitadores de Apertura de Válvulas
En la Figura 13 se presenta una prueba de campo
para verificar los limitadores de apertura de válvulas.
Para ello, se realizó una variación de frecuencia
controlada que permita un aporte de potencia activa
(con 6 válvulas) mayor a la potencia nominal de la
unidad de generación.
En este caso, la apertura de las válvulas fue de
74.27% provocando que la potencia entregada por la
unidad de generación sea mayor que la potencia
nominal (60.5 MW).
Cabe indicar que el límite de apertura máxima de
válvulas parametrizado por el fabricante es de 87%; por
lo que, ante un evento de frecuencia con despachos
cercanos a la potencia máxima y operando en modo
RPF, la potencia entregada superaría la potencia
nominal comprometiendo la vida útil de la máquina.
29
Vargas et al. / Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica
Con LA igual a 48 el aporte máximo a la RPF con 6
válvulas es de 8%; en este caso, las unidades de
generación sólo podrán despacharse hasta máximo 55
MW, caso contrario se recomienda deshabilitar el modo
RPF para evitar sobrepasar la capacidad máxima del
generador puesto que el sistema turbina-generador-
regulador no cuenta con el limitador de potencia
máxima de generación. Esta recomendación debe
considerarse en la planificación operativa con la
finalidad de evitar la disminución de la reserva rodante
del sistema ecuatoriano. En caso de requerirse menor o
mayor aporte de potencia ante eventos será necesario
definir un nuevo LA.
Figura 11: Pruebas de verificación de actuación de Banda Muerta
a) Δf=0.27 Hz – 4 válvulas
b) Δf=0.19 Hz – 6 válvulas
Figura 12: Respuesta de la potencia activa
Figura 13: Prueba de potencia máxima
74.27%
60.5 MW
30
Edición No. 19, Issue I, Julio 2022
5. IDENTIFICACIÓN PARAMÉTRICA DEL
REGULADOR DE VELOCIDAD
En base a todas las restricciones identificadas que
limitan la correcta actuación del regulador de velocidad
de la central Delsitanisagua se procedió a la
construcción del modelo mediante programación DSL
en PowerFactory de DIgSILENT.
En la Figura 14 se muestra el modelo construido que
cuenta con todas las particularidades del sistema de
control real considerado los bloques proporcional-
integral (dado que Kd es igual a cero), banda muerta,
límite de amplitud, estatismo y un modelo simplificado
de turbina. En la Figura 15 se presenta simulaciones
basadas en pruebas para identificar el modelo, las cuales
corresponden a Δf de 210 mHz con 4 válvulas (Rango
de potencia entre 22 y 42 MW). Se puede observar que,
ante el escalón de frecuencia, la respuesta de la potencia
real y simulada tienen un bajo MSE. Cabe indicar que,
las simulaciones para identificación paramétrica fueron
realizadas considerando pruebas reales con diferentes
variaciones de frecuencia con la finalidad de mejorar la
precisión de la identificación paramétrica.
Figura 14: Modelo del sistema de control
Figura 15: Identificación de modelo – Prueba Δf = +210 mHz – 4 válvulas
31
Vargas et al. / Protocolo de pruebas y validación de reguladores de velocidad – Aplicación práctica
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se verifica que el protocolo de pruebas desarrollado
es robusto y permite la verificación y actuación
dinámica del regulador de velocidad, puesto que, se
obtienen medidas en tiempo real de las señales de:
potencia eléctrica, frecuencia y apertura de válvulas de
agua, permitiendo realizar la correcta identificación
paramétrica del regulador de velocidad mediante
programación DSL en PowerFactory de DIgSILENT.
Este protocolo de pruebas deberá replicarse en las
centrales de generación del S.N.I. para obtener
información del comportamiento real del sistema
Generador-Regulador de velocidad y realizar el análisis
de resultados y cumplimiento de normativa, y en caso,
de incumplimiento realizar la sintonización adecuada
del regulador.
Es importante destacar que, a partir del protocolo de
pruebas establecido y los análisis realizados, se han
identificado todas las restricciones que limitan la
actuación del regulador de velocidad de las unidades de
generación de la central Delsitanisagua. Una de las
particularidades principales del regulador es que cuenta
con dos curvas características de Regulación de
Potencia – Frecuencia, las cuales son función del
número de inyectores; adicionalmente, mediante
pruebas se observó que dichas curvas no son simétricas
ante incrementos/decrementos de frecuencia de igual
magnitud. Sin embargo, los resultados de las pruebas
con los parámetros de la característica de regulación
(ingresadas en campo) y las ganancias del controlador
PID (Proporcional-Integral-Derivativo) que se
encuentran ingresadas actualmente en el regulador de
velocidad son adecuadas a los requerimientos del futuro
código de red ecuatoriano.
Por último, es importante mencionar que el Control
Potencia Activa del sistema SCADA de la central sirve
para cambiar la consigna de despacho e inhibe el Modo
RPF; por tal razón, se recomienda que tanto, la
operación de la central como el Operador del Sistema,
verifiquen la activación del modo de operación RPF y la
desactivación del Modo Potencia Activa, luego de
alcanzar alguna consigna planificada
AGRADECIMIENTOS
Hacemos extenso un cordial agradecimiento a los
funcionarios de CELEC EP GENSUR quienes
participaron de forma activa en la ejecución de las
pruebas en las unidades de la central hidroeléctrica
Delsitanisagua, viabilizando la ejecución de este trabajo.
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Walter Vargas. - Nació en
Guayaquil, Ecuador en 1984.
Recibió sus títulos de Ingeniero en
Electricidad especialización
Potencia (2007) en la Escuela
Superior Politécnica del Litoral y
el de Máster en Sistemas de
Energía Eléctrica (2013) en la
Universidad de Sevilla. Entre 2013 y el 2017 trabajó en
la sección de Estudios Eléctricos del Departamento de
Centro de Operación de CELEC EP – Transelectric.
Actualmente se desempeña como especialista en la
Subgerencia Nacional de Investigación y Desarrollo del
CENACE. Sus áreas de interés incluyen la
optimización, confiabilidad, evaluación de
vulnerabilidad en tiempo real y el desarrollo de Smart
Grids.
Marlon Chamba.- Nació en Loja,
Ecuador en 1982. Obtuvo el título
de Ingeniero Eléctrico en la
Escuela Politécnica Nacional,
Ecuador en el 2007. En el año
2016, obtuvo el título de Doctor en
Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de San Juan,
Argentina. Actualmente trabaja en la Subgerencia
Nacional de Investigación y Desarrollo del CENACE.
Sus áreas de investigación son: Mercados de Energía,
Confiabilidad, Análisis de la seguridad y vulnerabilidad.
Diego Echeverría. - Recibió su
título de Ingeniero Eléctrico de la
Escuela Politécnica Nacional de
Quito, en 2006. En el año 2021,
obtuvo el título de Doctor en
Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de San Juan,
Argentina. Actualmente trabaja en
el Operador Nacional de Electricidad CENACE de
Ecuador como Subgerente Nacional de Investigación &
Desarrollo. Sus áreas de interés son: Estabilidad de
Sistemas de Potencia en Tiempo Real, Sistemas de
medición sincrofasoriales PMU’s y Control de
Emergencia de Sistemas de Potencia.
Aharon De La Torre. - Recibió
el título de Ingeniero Eléctrico, en
2013. Entre 2012 y 2013 colaboró
en CENACE, en la
implementación del Sistema de
Monitoreo de Área Extendida -
WAMS del S.N.I., entre 2013 y
2015 colaboró en el desarrollo y
actualización de los
procedimientos para la inclusión de la información del
sistema WAMS en los procesos postoperativos.
Actualmente colabora en la Subgerencia de
Investigación y Desarrollo del CENACE y sus áreas de
interés incluyen los sistemas WAMS, la Simulación
Digital en Tiempo Real y las Smart Grids.
33
