Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 11-11-2022, Aprobado tras revisión: 13-01-2023
Forma sugerida de citación: Jácome, V.; Granda, N. (2023). “Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos
que sirven a Plataformas Petroleras”, Revista Técnica “energía”. No. 19, Issue II, Pp. 58-68
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v19.n2.2023.557
© 2023 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Automatic Load Shedding Scheme for Electrical Systems Serving Oil
Extraction Facilities
Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos que sirven
a Plataformas Petroleras
V.N. Jacome1 N.V. Granda2
1Departamento de Energía Eléctrica, Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador
E-mail: vinicio.jacome@epn.edu.ec; nelson.granda@epn.edu.ec
Abstract
This document presents a methodology for the
design of an Automatic Load Shedding scheme
(ALS) for electrical systems that serve oil extraction
facilities. The oil field, throughout its operation life,
has experienced problems in its electrical generation
system, which has caused its total collapse due to low
frequency. The electrical system is modeled in ETAP
simulation software, including the dynamics of the
generators and their control systems (automatic
voltage regulators and speed regulators) considering
typical parameters, the models are validated
through measurements obtained from the SCADA
system. Through time domain simulations, the
evolution of the frequency in the face of generation
loss is obtained for various operating scenarios;
these scenarios are classified based on the rate of
change of frequency (ROCOF). A list of load
priorities for disconnection is generated. Finally, an
adaptive EAC and EAC based on fixed frequency
and ROCOF are proposed, whose performance is
compared through dynamic simulations.
Resumen
Este documento presenta una metodología para el
diseño de un Esquema de Alivio de Carga (EAC)
para sistemas eléctricos que sirve a facilidades de
extracción de petrolero. El campo petrolero, a lo
largo de su operación, ha experimentado problemas
en su sistema de generación eléctrica, lo cual ha
ocasionado colapsos totales por baja frecuencia. El
sistema eléctrico del campo es modelado en software
de simulación ETAP, incluyendo la dinámica de los
generadores y sus sistemas de control (reguladores
automáticos de voltaje y reguladores de velocidad)
considerando valores típicos y validando los modelos
en base a mediciones obtenidas del sistema SCADA.
A través de simulaciones en el dominio del tiempo, se
obtiene la evolución de la frecuencia ante la perdida
de generación para varios escenarios operativos;
estos escenarios son clasificados en base a la tasa de
cambio de la frecuencia (ROCOF). Se genera una
lista de prioridad cargas para su desconexión.
Finalmente, se proponen un EAC adaptativo y EAC
de frecuencia fija y ROCOF, cuyo desempeño es
comparado a través de simulaciones dinámicas.
Index terms Underfrequency Load Shedding,
Frequency Stability, Rate of Change of Frequency,
ETAP.
Palabras clave Esquema de Alivio de Carga,
Estabilidad de Frecuencia, Tasa de Cambio de la
Frecuencia, ETAP.
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Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
1. INTRODUCCIÓN
El estudio de la estabilidad del Sistema Eléctrico de
Potencia (SEP) es de gran importancia en la operación de
dichos sistemas, la mayoría de los apagones son
originados por problemas de inestabilidad. A medida que
los sistemas eléctricos han crecido, también se han
incrementado las interconexiones y el uso de nuevas
tecnologías de generación y control, razón por la cual han
surgido diferentes formas de inestabilidad del SEP,
como: estabilidad de voltaje, estabilidad de frecuencia,
estabilidad de ángulo de rotor, estabilidad de resonancia
y estabilidad impulsada por convertidores [1].
La estabilidad de frecuencia es la capacidad del SEP
para mantener la frecuencia estable, dentro de valores
operativos frente a una perturbación, ya sea esta por el
incremento o salida de carga o generación. Los SEP
pequeños y aislados son más sensibles a los
desequilibrios de potencia activa, lo que produce grandes
variaciones en la frecuencia; una herramienta para
proteger al sistema eléctrico frente perturbaciones
severas, como la perdida de generación, es el Esquemas
de Alivio de carga por Baja Frecuencia (EACBF), el cual
evita que el sistema colapse por baja frecuencia. Estos
esquemas miden de manera permanente el valor de la
frecuencia o la tasa de cambio de la frecuencia (ROCOF
– Rate of Change of Frequency) por medio del relé 81,
que envía una señal de apertura a los interruptores,
produciendo la desconexión de una determinada cantidad
de carga en caso que la frecuencia caiga por debajo de un
límite establecido [2].
Los EACBF son diseñados para responder de forma
muy rápida, ya que una contingencia por salida de
generación ocurre en fracciones de segundos, que para el
operador humano es imperceptible. En la actualidad, los
EAC inteligentes forman parte de los sistemas de control
de las llamadas Redes Eléctricas Inteligentes, que entre
sus características se encuentran el adaptar
automáticamente los sistemas de protección a las nuevas
topologías de la red o condiciones operativas [3].
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Equilibrio Generación - Carga
El equilibrio generación – carga es análogo a la ley de
conservación de la energía, es decir, en un SEP la
potencia generada (𝑷𝑮) debe ser igual a la potencia
consumida por la carga (𝑷𝑳) más las pérdidas de potencia
(𝑷𝑳𝒐𝒔𝒔), según muestra la ecuación (1) [4].
PG = PL+PLoss (1)
Este equilibrio se ilustra en la Fig. 1, ante una
perturbación ocurre una pérdida significativa de
generación ocurre un desequilibrio generación - carga,
teniendo como resultado una caída del valor de la
frecuencia como se muestra en la Fig. 2.
Figura 1: Estabilidad de frecuencia y equilibrio entre generación
– carga
Figura 2: Inestabilidad de frecuencia y pérdida de generación
En síntesis, cuando se considera la frecuencia, el
estado del SEP puede ser: en equilibrio, sobre frecuencia
y baja frecuencia, según se muestra en la Tabla 1.
Tabla 1: Frecuencia del SEP y Balance Generación – Carga
Estado
Resultado
Carga > Generación
Baja frecuencia
Carga = Generación
Frecuencia en equilibrio
Carga < Generación
Sobre frecuencia
2.2. Regulación Primaria, Secundaria y Terciaria de
Frecuencia
La regulación primaria de frecuencia (RPF) es la
respuesta combinada de la generación y carga frente a un
desequilibrio de potencia activa, que en primera instancia
se realiza a través de la inercia de las masas rotantes (Fig.
3 segmento A-B), y posteriormente, mediante la
actuación de los sistemas de control de velocidad de los
generadores (Fig. 3 segmento B-C), con el objetivo de
evitar que la frecuencia aumente o disminuya de manera
descontrolada [4].
Figura 3: Etapas de regulación de frecuencia
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Jácome et al. / Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos que sirven a Plataformas Petroleras
La regulación secundaria de frecuencia (RSF), tiene
como objetivo restablecer la frecuencia a su valor de
referencia (Fig. 3 segmento C-D) mediante la acción del
denominado Control Automático de Generación (AGC).
Finalmente, la regulación terciaria de frecuencia (RTF)
es una regulación complementaria, que restablece las
reserva rodante de potencia usada en la regulación
primaria y secundaria, mediante redespacho de
generación (Fig. 3 segmento D-E) [5].
2.3. Esquemas de Alivio de Carga (EAC)
Por lo general, los esquemas de alivio de carga
protegen al SEP contra la variación excesiva de la
frecuencia o el voltaje, al intentar equilibrar la oferta
(generación) y la demanda (carga) de potencia activa y
reactiva. Los EAC más comunes son: Esquemas de
Alivio de Carga por Baja Frecuencia (EACBF) y los
Esquemas de Alivio de Carga por Bajo Voltaje (EACBV)
[6].
2.3.1 Esquema de Alivio de Carga por Baja Frecuencia
(EACBF)
Los EACBF son diseñados para evitar el colapso del
SEP ante desequilibrios generación – carga, actúan
cuando la reserva rodante de potencia disponible es
insuficiente para recuperar la frecuencia a su valor
nominal o dentro de una banda operativa predefinida. Por
esta razón, después de perturbaciones severas, los
EACBF se emplean para evitar el disparo de unidades
generadoras debido a la acción de los relés de protección
de baja frecuencia. Un EACBF efectivo debe desconectar
la mínima cantidad de carga y proporcionar una
transición rápida, suave y segura desde una situación de
emergencia a un estado de equilibrio normal.
Generalmente, el EACBF se compone de varias etapas,
cada una caracterizada por: el umbral de frecuencia, la
cantidad de carga a desconectar y el retardo de tiempo. El
parámetro de umbral de frecuencia puede ser
reemplazado por la tasa de cambio de la frecuencia -
ROCOF.
2.3.2 Esquema de Alivio de Carga por Bajo Voltaje
(EACBV)
Los EACBV se aplican, generalmente, como una
medida de "seguridad" en situaciones en las que se
anticipa un colapso de voltaje. En otras palabras, los
EACBV operan después de que se han agotado todas las
acciones operativas enfocadas en detener una condición
de colapso de voltaje [7]. La estabilidad de voltaje se la
suele caracterizar mediante tres franjas de tiempo. El
primer período de tiempo se refiere a la ventana de
tiempo desde el inicio de una perturbación en el SEP
hasta antes del primer movimiento del cambiador de
tomas bajo carga (LTC) y se denomina período de
estabilidad de voltaje de corto plazo. La segunda franja
de tiempo cubre el período desde la primera operación
del LTC hasta antes de la activación de los limitadores de
excitación de los generadores sincrónicos, y se le
denomina período de estabilidad a medio plazo [8]. La
franja final de tiempo cubre el periodo desde la
activación de los limitadores de excitación hasta el
momento en que el sistema alcanza un punto de
funcionamiento estable, y se le denomina período de
estabilidad a largo plazo. El colapso de voltaje puede
ocurrir dentro de cualquiera de estas franjas de tiempo,
dependiendo de la naturaleza de la perturbación y del tipo
de carga. Si en estos tres periodos de tiempo el voltaje no
se estabiliza, deben operar el EACBV para evitar el
colapso por bajo voltaje [9].
3. METODOLOGÍA
En esta sección, se presenta una propuesta
metodológica para el diseño del EACBF compuesta por
dos etapas principales: i) Análisis de la respuesta de la
frecuencia del sistema y ii) Diseño del EACBF, descritos
a continuación.
3.1. Análisis de la Respuesta de la Frecuencia del
Sistema
En esta etapa se busca obtener un modelo dinámico
del SEP que permita realizar el análisis de la respuesta de
la frecuencia, y consta de cuatro subprocesos.
3.1.1 Recopilación de Información
Se requiere recolectar información operativa real del
SEP a través de sistemas de medición como: SCADA,
WAMS, registradores de perturbaciones, sistemas de
medición comercial que permitan obtener el desempeño
de las variables eléctricas en el tiempo (voltajes,
potencias, corrientes, etc.). Las bitácoras operativas y
registros de mantenimiento son importantes para
determinar la disponibilidad de los equipos y poder
realizar un análisis de confiabilidad. Finalmente, planos
eléctricos, manuales de usuario, literatura técnica
especializada permiten obtener la topología del sistema e
información relevante para la modelación.
3.1.2 Validación del Modelo
Empleando herramientas computacionales de análisis
de SEP se realizan estudios de flujo de potencia, para
determinar perfiles de voltajes, corrientes, nivel de carga
de los elementos de transmisión. Mediante simulaciones
en el dominio del tiempo se determina el comportamiento
dinámico del sistema. Los resultados de dichos estudios
deben ser contrastados con las mediciones reales; de ser
necesario deben realizarse ajustes al modelo de manera
que represente fielmente la operación real del sistema.
Las herramientas de identificación de parámetros son de
gran ayuda en esta etapa [10], [11].
3.1.3 Análisis Estadístico y Escenarios de Operación
En base a la información operativa del sistema de
generación se realiza un análisis estadístico de las horas
60
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
de operación, mantenimiento y fuera de servicio de cada
generador; se analiza el comportamiento del parque
generador y se determinan los generadores más
propensos a salir de operación. En base a esta
información, se definen los escenarios operativos a ser
simulados, la lista de contingencias más críticas y las más
probables.
3.1.4 Simulación de Escenarios y Respuesta de la
Frecuencia
Los escenarios operativos definidos en la etapa
anterior junto con la lista de contingencias deben ser
simuladas empleado el modelo validado. Es propósito es
obtener el comportamiento dinámico de la frecuencia en
cada escenario. El proceso propuesto se muestra en la
Fig. 4.
Figura 4: Análisis de la respuesta de la frecuencia
3.2. Diseño del Esquema de Alivio de Carga por
Baja Frecuencia
Para establecer el EACBF deben considerarse las
características operativas específicas y las necesidades
prioritarias. En los campos petroleros la primera
prioridad es la extracción continua de petróleo,
relacionada principalmente con las bombas
electrosumergibles y los sistemas de bombeo. En ciertos
campos petroleros no se dispone de tanques de
almacenamiento de agua o fluido, y los sistemas de
reinyección de agua se consideran cargas esenciales.
3.2.1 Selección y Priorización de Cargas
Deben definirse las cargas esenciales y no esenciales,
en base a una prioridad operativa. En este punto, son
necesarias reuniones multidisciplinarias que consideren
áreas eléctrica, mecánica, petrolera. Se elabora una lista
de cargas no esenciales que contiene: el nombre de la
carga, potencia y disyuntor asociado, para cada escenario
de operación.
3.2.2 Simulación y Pruebas del EACBF
Mediante software de simulación, se definen eventos
de salida de generación y se configuran los parámetros
del relé 81, tales como: frecuencia de activación o
ROCOF, disyuntor asociado a la carga a deslastrar y
tiempos de retardo. Se realizan simulaciones en el
dominio del tiempo para obtener el comportamiento
dinámico de las variables eléctricas.
3.2.3 Selección y Definición del EACBF
Se realiza un análisis de las variables eléctricas, en
cada escenario, asegurándose que la frecuencia se
encuentre dentro de sus límites operativos. El uso de
herramientas de análisis de datos como: algoritmos de
agrupamiento, reducción de dimensionalidad y machine
learning son de gran ayuda. Como resultado se determina
la configuración del EACBF seleccionado. El proceso de
diseño propuesto se ilustra en la Fig. 5.
Figura 5: Diseño del EACBF
61
Jácome et al. / Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos que sirven a Plataformas Petroleras
4. APLICACIÓN Y RESULTADOS
4.1. Descripción del Sistema Eléctrico
El sistema eléctrico en estudio se muestra en la Fig.
6, y está conformado por 6 unidades principales de
generación, 2 unidades generadoras de respaldo, 10
transformadores y 3 líneas de transmisión, que sirven a
una demanda aproximada de 27,5 MW.
Figura 6: Unifilar de sistema eléctrico de campo petrolero
La generación es netamente térmica con motores de
combustión interna. Las 5 unidades de generación
Wärtsilä son de iguales características y entregan una
potencia máxima de 4,6 MW, una unidad de 8 MW y dos
unidades Caterpillar de respaldo de 1,2 MW. La
transmisión se realiza a 34,5 kV, a través de tres líneas de
transmisión subterráneas conectadas en forma radial. La
localidad A es la central de procesamiento, donde se
transporta, almacena y separa el fluido (petróleo, agua,
gas, tierra).
4.2. Modelación del Sistema Eléctrico
Se emplea el software ETAP [12] para la modelación
del sistema, empleando la mejor información disponible
y partiendo de las siguientes consideraciones:
El modelo de AVR se define en base al estándar
IEEE 421.5 anexo 1 y referencias cruzadas del
fabricante.
Los reguladores de velocidad serán modelados como
turbinas de gas, considerando el modelo GTF (Gas-
Turbine including Fuel System) de ETAP; este
modelo es seleccionado debido a que los
generadores utilizan crudo o diésel, como
combustible y el modelo GTF representa una turbina
de vapor y un sistema de control de velocidad con la
inclusión del sistema de combustible.
Según los manuales de usuario, los generadores de
5,33 MW tienen AVR Basler DECS 125-15 B2C y el
generador de 8,73 MW tiene incorporado un AVR
UNITROL 1000-15, que en el estándar IEEE 421.5 se
recomienda usar el tipo AC8C y ST1C, en ETAP se
emplean los modelos por defecto AC8B y ST1A. En la
Tabla 2 se resumen los modelos empleados.
Tabla 2: AVR y reguladores de velocidad empleados
Generador
AVR
Referencia
IEEE
421.5
Modelo
ETAP
Regulador
de
velocidad
ETAP
Unidad A
Baster DECS
125-15 B2C
AC8C
AC8B
GTF
Unidad B
Baster DECS
125-15 B2C
AC8C
AC8B
GTF
Unidad C
Baster DECS
125-15 B2C
AC8C
AC8B
GTF
Unidad D
Baster DECS
125-15 B2C
AC8C
AC8B
GTF
Unidad E
Baster DECS
125-15 B2C
AC8C
AC8B
GTF
Unidad F
UNITROL
1000-15
ST1C
ST1
GTF
A continuación, se ilustra un ejemplo del modelado
de un generador Wärtsilä de 8,73 MW que tiene la
información mostrada en la Fig. 7.
Figura 7: Datos básicos del generador Wärtsilä de 8,73 MW
Los valores de reactancias, mostrados en la Fig. 8, se
ingresan en la pestaña de Imp / Model de edición de datos
del generador, mostrado en la Fig. 9.
Figura 8: Datos de reactancias transitorias, subtransitorias y
constantes de tiempo
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Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
Figura 9: Ingreso / edición de impedancias y constantes de tiempo
Con los modelos considerados en la Tabla 2 para el
generador de 8,73 MW, se implementa el modelo ST1 de
ETAP, para obtener la configuración mostrada en la Fig.
10.
Figura 10: Pestaña de ingreso del regulador de voltaje AVR.
Para el regulador de velocidad, considerado que en la
Tabla 2 (Unidad F) se implementa el modelo GTF de
ETAP, los parámetros ingresados son los valores típicos
proporcionados por ETAP según se muestra en la Fig. 11.
Estos datos son los más relevantes para el modelado
de un generador en ETAP, con el fin de realizar las
simulaciones en el dominio del tiempo. Este
procedimiento se realiza para cada elemento del sistema
eléctrico, tales como: líneas de transmisión,
transformadores, cargas. Cabe indicar que no se incluido
la modelación del controlador encargado de la repartición
de carga entre generadores para realizar la RSF, además
la carga motórica ha sido modelada como cargas PQ, lo
cual representa una oportunidad de mejora al presente
estudio.
Figura 11: Pestaña de ingreso del regulador de velocidad
4.3. Validación del Modelo
Empleando el sistema SCADA Ignition que dispone
el campo petrolero, y que se muestra en la Fig. 12, se
recopila la información operativa del sistema.
Figura 12: SCADA de Generación y cargas en la Localidad A
Como ejemplo, se presentan las mediciones obtenidas
de una falla monofásica a tierra en la L/T 2 cercana a la
barra 4, ocurrida el 13 de octubre del 2019. El reporte de
operación indica que, inicialmente se desconectaron
varios bloques de carga (1,4 MW, 2,9 MW, 2,9 MW, 1,1
MW, 2 MW, 1,9 MW) que fueron reconectados de
manera secuencial, posteriormente, se abrió la L/T 2,
para llegar finalmente al apagón total del campo. Estos
eventos se simulan en ETAP para comparar la evolución
de la potencia activa generada y el flujo de potencia por
las líneas de transmisión, según la información del
SCADA y el reporte operativo. Como criterio de
validación se calculó el error total acumulado,
considerando como referencia los valores medidos y se
verificó que sea menor al 10%. Los resultados se
muestran en las siguientes gráficas.
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Jácome et al. / Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos que sirven a Plataformas Petroleras
Figura 13: Potencia activa a través de L/T 1 y L/T 2
Figura 14: Potencia activa simulada y real de la Unidad A
Figura 15: Potencia activa simulada y real del Cat 1
Figura 16: Potencia activa simulada y real del Cat 2
4.4. Análisis Estadístico de Fallas de Generación
Con la información operativa de las unidades de
generación, se tabulan los datos de horas de
mantenimiento, horas fuera de servicio por fallas, horas
de servicio, año de puesta en servicio y número de fallas.
Posteriormente, se calcula la Tasa de Interrupción
Forzada (FOR) de cada generador, según la ecuación (2),
obteniéndose la Tabla 3.
𝑭𝑶𝑹 =𝑭𝑶𝑯
𝑭𝑶𝑯 +𝑺𝑯 ∗𝟏𝟎𝟎
(2)
Donde: FOH es el número de horas en el periodo en
que la unidad se encuentra en salida forzada y SH son las
horas de operación en el periodo [13].
Tabla 3: Tasa de Interrupción Forzada de generadores
Generador
FOR [%]
PMAX [MW]
Unidad B
5,06
4,6
Unidad C
2,52
4,6
Unidad D
2,09
4,6
Unidad F
2,03
8
Unidad A
1,90
4,6
Unidad E
1,13
4,6
Cat 1
0,64
1,2
Cat 2
0
1,2
4.5. Escenarios Operativos. Definición y Simulación
A diferencia de los que ocurre en los SEP
convencionales, la demanda en los campos petroleros es
prácticamente constante, por tanto, en los diferentes
escenarios operativos varía el despacho de generación
solamente. Se definen los escenarios mostrados en la
Tabla 4.
Tabla 4: Escenarios de operación del sistema
Generador
PMAX
[MW]
Operación:
Opera: X No opera: O
Unidad A
4,6
X
X
X
X
Unidad B
4,6
X
O
X
X
Unidad C
4,6
X
X
X
X
Unidad D
4,6
X
X
O
X
Unidad E
4,6
X
X
O
X
Unidad F
8
X
X
X
O
Cat 1
1,2
O
X
X
X
Cat 2
1,2
O
O
X
X
Demanda [MW]
27,5
27,5
25
25
Escenario de
Generación
OP_G1
OP_G2
OP_G3
OP_G4
En la Tabla 3 se observa que la Unidad B tiene el
mayor valor de FOR, por tanto, se considerará como
contingencia de generación en todos los escenarios
operativos. Al existir varias unidades generadoras de
igual capacidad y fabricante, al simular la salida de una
de ellas se estará considerando similar situación para el
resto de los generadores. Posteriormente, para definir las
contingencias a simular, se realiza una combinación de
estos generadores. Por ejemplo, para el escenario
OP_G1, con una demanda de 27,5 MW, operan las
unidades A, B, C, D, E y F; los posibles eventos de salida
de generación son (B, C), B y F. Este análisis se realiza
64
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
para el resto de los escenarios obteniéndose 4 escenarios
operativos y 14 contingencias a simular, mostrados en la
Tabla 5.
Tabla 5: Escenarios operativos y contingencias a simular
Escenario
Generador
PGEN perdida [MW]
OP_G1
B
4,6
B, C
9,2
F
8
OP_G2
C
4,6
C, D
9,2
F
8
Cat 1
1,2
OP_G3
.
B
4,6
B, C
9,2
Cat 1, Cat 2
2,4
F
8
OP_G4
B
4,6
B, C
9,2
Cat 1, Cat 2
2,4
4.6. Simulación de Eventos y Respuesta de la
Frecuencia
Los eventos de salida de generación de la Tabla 6 se
simulan en el dominio del tiempo utilizando software
ETAP. El tiempo total de simulación es de 40 s y se
considera que la salida de la generación ocurre a los 5 s.
Para fines de la simulación se etiquetará cada evento de
salida de generación de la siguiente forma: para el
escenario OP_G1 y salida de la Unidad B se llamará
OP_G1_Out_B. Los resultados se resumen en la Fig. 17,
que muestra la evolución dinámica de la frecuencia,
donde se puede apreciar que para los eventos
OP_G3_Out_B, OP_G2_Out_C, OP_G3_Cat_1_2,
OP_G1_Out_B y OP_G2_Out_Cat_1 la frecuencia logra
recuperarse, mientras que para el resto de los eventos el
sistema colapsa por baja frecuencia.
Figura 17: Evolución de la frecuencia del sistema
Considerando los primeros 10 ciclos de la frecuencia
después del evento, mediante regresión lineal, se calcula
el ROCOF como el valor de la pendiente (𝒎) con que cae
la frecuencia. El ROCOF permite ordenar y clasificar los
eventos según su severidad o afectación a la frecuencia
del sistema. Los resultados se tabulan y ordenan según se
muestra en la Tabla 6.
Tabla 6: Escenarios y eventos ordenados según el ROCOF
Evento
ROCOF [Hz/s]
OP_G4_Out_B_C
-23,78
OP_G3_Out_F
-15,81
OP_G3_Out_B_C
-13,97
OP_G2_Out_F
-12,97
OP_G2_Out_C_D
-12,41
OP_G1_Out_F
-12,31
OP_G1_Out_B_C
-12,07
OP_G4_Out_B
-8,59
OP_G3_Out_B
-5,98
OP_G2_Out_C
-5,17
OP_G1_Out_B
-5,09
OP_G4_Out_CAT_1_2
-3,68
OP_G3_Out_CAT_1_2
-3,13
OP_G2_Out_CAT_1
-1,32
En la Tabla 6 se observa que los resultados forman
dos grupos definidos: aquellos con valor absoluto del
ROCOF mayor a 12,07 Hz/s, que se los denominará de
alto riesgo operativo, y, aquellos con valor de ROCOF
menor a 8,59 Hz/s, que se los denominará de riesgo
medio o bajo. Este criterio de agrupamiento es definido
en función de los resultados y no representa una regla
general aplicable a otros sistemas aislados. En base a este
agrupamiento, se diseñará un EAC que actúe en base al
valor del ROCOF. En SEP de gran tamaño, con muchos
generadores y eventos de salida de generación, el análisis
se puede realizar utilizando algoritmos de agrupamiento
o técnicas de machine learning.
4.7. Diseño del EAC y Resultados
4.7.1 EAC Híbrido
Al realizar una comparativa de la Tabla 9 con la
potencia de generación perdida y demanda total, para
cada escenario, se observa que al tener menor demanda y
una perdida mayor al 30% de la generación, el valor del
ROCOF está por encima de los 12 Hz/s; por lo cual estos
escenarios son severos o de alto peligro para el sistema.
Tabla 7: Comparativa de potencia perdida para cada escenario
Evento
ROCOF
[Hz/s]
PGEN
perdida
[MW]
Carga
[MW]
Porcentaje
PGEN perdida
[%]
OP_G4_Out_B_C
-23,78
9.2
25
36,8
OP_G3_Out_F
-15,81
8
25
32,0
OP_G3_Out_B_C
-13,97
9,2
25
36,8
OP_G2_Out_F
-12,97
8
27,5
29,1
OP_G2_Out_C_D
-12,41
9,2
27,5
33,5
OP_G1_Out_F
-12,31
8
27,5
29,1
OP_G1_Out_B_C
-12,07
9,2
27,5
33,5
OP_G4_Out_B
-8,59
4,6
25
18,4
OP_G3_Out_B
-5,98
4,6
25
18,4
OP_G2_Out_C
-5,17
4,6
27,5
16,7
OP_G1_Out_B
-5,09
4,6
27,5
16,7
OP_G4_Out_CAT
_1_2
-3,68
2,4
25
9,6
OP_G3_Out_CAT
_1_2
-3,13
2,4
25
9,6
OP_G2_Out_CAT
_1
-1,32
1,2
27,5
4,4
65
Jácome et al. / Esquema Automático de Alivio de Carga para Sistemas Eléctricos que sirven a Plataformas Petroleras
Para los escenarios de alto riesgo se propone una EAC
basado en ROCOF, debido a la rapidez con que cae la
frecuencia, y porcentajes de carga a deslastrar y tiempos
de actuación variables, según el valor del ROCOF. Para
escenarios de medio y bajo riesgo se aplica un EAC con
umbrales escalonados de frecuencia fija, ya que la
frecuencia cae lentamente, y porcentajes de carga a
deslastrar y tiempos de actuación variables, según el
valor del ROCOF.
Tabla 8: EAC propuesto para escenarios de riesgo ALTO
Evento
EAC con ROCOF
Delay*
ROCOF
PL
[Hz/s]
[%]
OP_G4_Out_B_C
4
23,78
36,3
OP_G3_Out_F
8
15,81
32,2
OP_G3_Out_B_C
13
13,97
36,3
OP_G2_Out_F
13
12,97
25,8
OP_G2_Out_C_D
13
12,41
30,2
OP_G1_Out_F
13
12,31
26,5
OP_G1_Out_B_C
13
12,07
30,9
*Retraso de tiempo en ciclos de onda a 60 Hz
Tabla 9: EAC propuesto para escenarios de riesgo medio y bajo
Evento
EAC con frecuencia fija
Delay
𝒇𝟏
PL
𝒇𝟐
PL
𝒇𝟑
PL
[Hz]
[%]
[Hz]
[%]
[Hz]
[%]
OP_G4_
Out_B
10
59,3
8,4
59,1
8
58,9
1,3
OP_G3_
Out_B
13
59,3
8,4
59,1
8,2
58,9
0,4
OP_G2_
Out_C
13
59,3
7,6
59,1
7,3
58,9
0,4
OP_G1_
Out_B
13
59,3
5,4
59,1
4,5
58,9
5,8
OP_G4_
Out_CA
T_1_2
13
59,3
6,6
59,1
0,4
OP_G3_
Out_CA
T_1_2
13
59,3
6,3
59,1
0,9
OP_G2_
Out_CA
T_1
13
59,3
5,4
59,1
1,2
* Retraso de tiempo en ciclos de onda a 60 Hz
Se implementan y simulan, en cada escenario, los
EAC propuestos; los resultados se muestran en la Fig. 18.
4.7.2 EAC convencional
Para efectos de comparación se plantea el diseño de
dos EAC convencionales, uno con umbrales de
frecuencia fija y otro con ROCOF solamente, ambos con
porcentajes fijos de carga, tal como se acostumbra en un
SEP tradicional.
Figura 18: Evolución de la Frecuencia con EAC seleccionados
En la Tabla 10 se presenta el EAC convencional de
frecuencia fija, donde los mismos parámetros se aplican
a todas las contingencias. La evolución de la frecuencia
para este esquema se presenta en la Fig. 19. Se observa
que en los escenarios de bajo riesgo el EAC se comporta
de manera adecuada, sin embargo, su desempeño es
pobre para escenarios de medio y alto riesgo, ya que
ocurre el colapso del sistema debido a los tiempos de
actuación del esquema.
Tabla 10: EAC convencional con umbrales de frecuencia fija
Delay
𝒇𝟏
PL
Delay
𝒇𝟐
PL
Delay
𝒇𝟑
PL
[Hz]
[%]
[Hz]
[%]
[Hz]
[%]
10
59,3
6,2
66
58,8
9,1
180
58,3
17,6
Figura 19: Evolución de la frecuencia con EAC convencional
De manera similar, se diseña un EAC tradicional con
ROCOF que considera igual tiempo de retardo igual
frente a los diferentes valores de df/dt y porcentaje fijo de
desconexión de carga. Los parámetros del EAC se
muestran en la Tabla 11 y la evolución de la frecuencia
cuando se implementa este EAC se muestra en la Fig. 20.
66
Edición No. 19, Issue II, Enero 2023
Tabla 11: EAC con ROCOF y retraso constante
Delay
ROCOF
PL
[Ciclos]
[Hz/s]
[%]
13
23,78
36,3
13
15,81
32,2
13
13,97
36,3
13
12,97
25,8
13
12,41
30,2
13
12,31
26,5
13
12,07
30,9
13
8,59
15,8
13
5,98
18,7
13
5,17
16,7
13
5,09
16,7
13
3,68
7,6
13
3,13
6,4
13
1,32
3
Figura 20: Evolución de la frecuencia con EAC convencional con
ROCOF y retraso constante
Se observa que la frecuencia en los escenarios de alto
riesgo (12≤m≤25) no consigue recuperarse dentro de
márgenes operativos permitidos, esto se debe al tiempo
de retardo de 13 ciclos, que es muy prolongado.
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La aplicación de un EAC híbrido que emplea ROCOF
para su activación, y porcentajes variables de carga a
deslastrar junto con tiempos de retraso variables, es
recomendable para sistemas aislados, que presentan
escenarios de alto riesgo operativo, donde los tiempos de
desconexión de carga pueden ser menores a los 4 ciclos.
La aplicación de este tipo de esquemas a sistemas
aislados que alimentan a campos petroleros es novedosa
y en el presente artículo hace énfasis en las características
únicas de los sistemas eléctricos petroleros como:
priorización de cargas motóricas, disponibilidad limitada
de interruptores, niveles de reserva en tanques de
almacenamiento de fluido, generación eléctrica
concentrada, etc.
Los EAC convencionales con frecuencia fija, como el
mostrado en la Fig. 20, no tiene un buen desempeño para
escenarios de alto y medio riesgo; en los casos más
severos, el EAC no opera debido a los tiempos de retardo
que posee. Por otro lado, los EAC convencionales con
ROCOF y tiempo de retardo constante, como el mostrado
en la Fig. 20, ocasiona que la frecuencia no se encuentre
dentro de rangos operativos. No obstante, se pueden
realizar cambios en los tiempos de retardo con lo que se
lograría que la frecuencia alcance valores dentro de
márgenes operativos permitidos.
En cualquier caso, para un correcto diseño de EACBF
es fundamental estimar la cantidad de generación perdida
o el valor de la tasa de cambio de la frecuencia, en base a
las cuales se determinarán la cantidad de carga a
desconectar, según una lista de prioridad definida, y los
tiempos de actuación del esquema.
Cabe indicar que el esquema propuesto no fue
evaluado frente a otros fenómenos como cortocircuitos,
sobrevoltajes, etc. Debe considerarse que, bajo ciertas
condiciones, un cortocircuito puede conducir a una
pérdida de generación o carga, y, de ser necesario debe
ser parte del proceso de validación del esquema.
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& Extended", IEEE Transactions on Power Systems,
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Forzada y Mantenimientos Programados en las
Unidades de Generación del Sistema Eléctrico del
Ecuador”, Revista Técnica “energía”, Vol. 8, No 1
(2012), Pp. 37-43.
Vinicio Noe Jácome.- Nació en
Ambato, Ecuador. Recibió su título
de Ingeniero Eléctrico de la Escuela
Politécnica Nacional en 2022. Sus
actividades laborales las ha
realizado en Pluspetrol Ecuador y
Power Drone EC, relacionadas
principalmente con diseño y
análisis de sistemas eléctricos que sirven al sector
petrolero y aplicaciones de drones a los diferentes
sectores productivos.
Nelson V. Granda.- Obtuvo el
título de Ingeniero Eléctrico en la
Escuela Politécnica Nacional en el
año 2006 y de Doctor en Ciencias
de la Ingeniería Eléctrica en la
Universidad Nacional de San Juan
(Argentina), en el año 2015. Se ha
desempeñado como Ingeniero
Eléctrico en varias instituciones del sector eléctrico y
petrolero como: el Operador Nacional de Electricidad
(CENACE), Petroamazonas EP y CELEC-EP
TRANSELECTRIC.
Actualmente, se desempeña como parte del staff docente
del Departamento de Energía Eléctrica de la Escuela
Politécnica Nacional. Sus áreas de interés son análisis y
control de sistemas eléctricos de potencia en tiempo real
y aplicaciones de Sistemas de Medición de Área
extendida (WAMS) basados en unidades de medición
sincrofasorial (PMU).
68
