Corollary

Los eventos Fault-Ride Throught (FRT), se harán para dos opciones: utilizando el control de tensión de las centrales PV y con bloqueo de este control. Para estas dos opciones, se realizan 40 casos de fallas variando:

 Años: 2021 y 2023 en periodo demanda P12.

 Tipo de fallas: Trifásica y monofásica al 50% recorrido de la línea.

 Resistencias de falla: 10 ohm y 100 ohm.

 Líneas falladas (con pérdida definitiva): Chinú-Sabana 500 kV, Bolívar-Sabana 500 kV, Cerromatoso-Chinú 500 kV, Chinú-Copey 500 kV y Copey-Cuestecitas 500 kV.

En las simulaciones anteriores se realiza:

 Falla trifásica 50% de su recorrido por 100 ms.

 Pérdida definitiva de la línea fallada en t=100 ms.

 Los controles no desconectan generación PV ni eólica, para observar la evolución de tensiones y frecuencias, observando si traspasan límites de desconexión.

 Los límites HVRT y LVRT utilizados son los estipulados en el código de redes de transmisión alemán, ya que son los más restrictivos para el análisis de estos casos.

Para el evento Fault- Ride Throught (FRT) con control de tensión de PV y eólicas, el SVC Chinú durante falla bloquea su control mientras la tensión sea inferior a 0,7 p.u. Los aerogeneradores y PV mantienen control de tensión. Esto provoca en algunos casos, sobre tensiones transitorias despejada la falla, como se aprecia en la Figura 20:

Figura 20, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Sabana 500 kV

Se observa de la Figura 20, la tensión de parques PV, saliendo de límites por más de 200 ms, provocando su disparo; lo anterior es corregible cambiando el modo de control de las PV. Para el caso de las centrales eólicas, en la Figura 21, se muestra su comportamiento de tensión:

Figura 21, Ejemplo variación tensión eólicas ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú- Sabana 500 kV

De la Figura 21, se sobrepasa el umbral de tensión HVRT para eólicas por más de 1,2 p.u., y 170 ms, disparando en algunos casos por sobretensión estas centrales. Igualmente, estas sobretensiones dispararían PV de: Copey, Fundación, Valledupar; pérdida total de generación 1.650 MW de generación no convencional.

Las centrales PV permiten reconexión rápida (milis, siempre y cuando cumplan condiciones de tensión y frecuencia (véase ítem 2.6). Los aerogeneradores no permiten lo anterior antes de minutos. Considerando los criterios anteriores para los 40 casos de simulación se verifican si hay condiciones para desconexión Centrales Eólicas y PV, así:

Figura 22, Casos de Desconexión Centrales Eólicas y PV: Escenarios 2021 y 2023 (total casos simulados 40, sin estrategia de subtensión)

Para discriminar la desconexión de centrales PV entre: Sabanalarga, Valledupar, Fundación y Copey, sin estrategia de subtensión, se tuvieron la cantidad total de casos:

Figura 23, Discriminación de casos desconexión centrales PV, escenarios 2021 y 2023 (total 11 de 40 casos con desconexión de PV, sin estrategia de subtensión)

De la Figura 23, en el 27% de los casos, se presenta pérdida de centrales PV en: Copey, Fundación y Valledupar (400 MW de potencia). Es indispensable control de tensión de PV (Valledupar, Copey, Fundación) y eólicas (Colectora_1), con estrategias de subtensión que limiten inyección de potencia reactiva durante recuperación de fallas, pero que desbloquen posteriormente.

Realizando las simulaciones anteriores, sin tener en cuenta el aporte de potencia reactiva por parte de los controles de las PV y eólicas, durante falla, se obtuvieron los siguientes resultados, los cuales se muestran en la Figura 24:

20% 80% Desconexión Centrales Eólicas No hay desconexión 27% 73% Desconexión Centrales PV No hay desconexión 11 11 11 4 0 2 4 6 8 10 12 FUNDACIÓN 220 KV VALLEDUPAR 220 KV COPEY 220 KV SABANALARGA 500 KV

Figura 24, Ejemplo variación tensión PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú-Copey 500 kV Se observa de la Figura 24, la tensión de parques PV conectados a Fundación, Valledupar y Copey 220 kV, se salen de límites por más de 80 ms, provocando su disparo; mejora con respecto al caso anterior (pérdida de generación 400 MW), pero aún con problemas para el actual AGC; la sobre tensión anterior es corregible con control de tensión externo para GCM.

En el caso de los parques eólicos en Guajira, estos no sobrepasan el umbral de tensión HVRT, por lo que no habría disparo de estas centrales por sobretensión, dado que conservan actuación en su control de tensión por potencia reactiva.

En la Figura 25, se observa que la variación de frecuencia en centrales PV (falla de la línea Chinú-Copey 500 kV, límites de disparo por frecuencia entre +1,5 Hz a -2,5 Hz), se mantiene dentro de rangos admisibles para las centrales PV, teniendo valores máximos de frecuencia en PV Valledupar en 60,559 Hz.

Figura 25, Ejemplo frecuencia centrales PV ante falla trifásica rfalla=10 ohm Chinú- Copey 500 kV

De los dos casos anteriores, se concluye que, ante fallas en la red, se precisa control de tensión (adicional al realizado por PV) en: Copey, Valledupar y Fundación, este control de tensión lo puede realizar los BESS, pero no se recomienda ya que actualmente solo se puede usar un máximo 50 MVAr, también porque se tienen altos costos tanto para la electrónica de potencia usada como para el almacenamiento de energía por lo que son más recomendables el uso de SVC o STATCOM para estos propósitos [36].

4.2 Elaboración de modelo MATLAB para control de Frecuencia y

Resultados para aplicación Spinning Reserve (Problemas de

Estabilidad)

Para el desarrollo del modelo AGC en MATLAB-Simulink, se tuvieron en cuenta los criterios descritos del modelo AGC expuestos en el ítem 2.11, para el caso particular del SIN, esté modelo termina siendo más útil para la identificación de problemas de frecuencia, debido a que en la base de datos del SIN (realizada en DigSILENT Power Factory 2017), no se encuentra modelado el AGC para realizar simulaciones de estabilidad de larga duración.

También se realiza este modelo, debido a su simplicidad e interpretación de datos, los cuales terminan siendo útiles a la hora de realizar las respectivas comprobaciones en DigSILENT Power Factory 2017 para la realización de eventos más detallados en los parques PV o por falla de alguna

línea o transformador del STN. En la Tabla 26, se muestran los valores asignados al modelo MATLAB-Simulink, expuesto en el ítem 2.8

Tabla 26. Configuración parámetros del modelo MATLAB+Simulink para control de Frecuencia del SIN

Nombre del

parámetro Valor Unidad Descripción

2𝐻1 24,48 Seg Inercia de la Costa Atlántica

2𝐻2 908 Seg Inercia del Interior del País

𝜏𝑔1−1 0.25 Seg Constante de Gobernador Flores Vapor

𝜏𝑔1−2 0.5 Seg Constante de Gobernador Flores Gas

𝜏𝑔2 0.2 Seg Constante de Gobernador San Carlos (Interior)

𝜏𝑡1−1 0.61 Seg Constante de Turbina Flores Vapor

𝜏𝑡1−2 0.59 Seg Constante de Turbina Flores Gas

𝜏𝑡2 0.832 Seg Constante de Turbina San Carlos (Interior)

𝐷1−1, 𝐷1−2 𝑦 𝐷2 0 adm Constante para función de Inercia

1/𝑅1−1 25,11 Adm Estatismo Flores Vapor

1/𝑅1−2 10,88 Adm Estatismo Flores Gas

𝐷𝑃𝐿 4,68 p.u Caída de potencia parques PV (puede variarse)

1/𝑅2 713,6 Adm Estatismo Interior del País

𝑃𝑠 17,9 p.u Coeficiente de Sincronización

𝑃12 0,9 p.u. Intercambio entre el Interior y Costa Atlántica

𝐵2 713,6 adm Constante de AGC (igual estatismo del Interior) AGC

𝐾𝐼2 40 % Ganancia del AGC del SIN

1

𝑠∫

-200 a

200 p.u. Integrador saturado del AGC Deadband 50 mHz Banda Muerta del AGC

BESS

𝐾𝐵𝐸𝑆𝑆 100 Ad Ganancia proporcional controlador BESS

𝜏𝐵𝐸𝑆𝑆 0,1 Seg Constante de Tiempo controlador BESS Deadband 0,00016

66 p.u. Banda muerta controlador BESS Saturación 1 p.u Saturación del controlador BESS

Para el desarrollo del modelo MATLAB-SIMULINK, se consideró lo planteado en el ítem 2.11. Este modelo soló evalúa efectos sobre frecuencia; por pérdida de potencia en parques PV, por lo que se espera que la frecuencia del SIN disminuya, considerando plena producción de PV y eólicas, ellos no pueden corregir frecuencias bajas. No se considera EDAC, pérdidas del sistema o potencia reactiva. El BESS puede entregar o absorber potencia de la red.

Las centrales PV varían su potencia en pocos ciclos (100 milis), los aerogeneradores (DFIG y Full Converter) dependen de la dinámica en palas, cambiar potencia puede tomarles 50 s. El evento a simular en MATLAB-SIMULINK será:

 Cruce de nube en Sabanalarga (perdida de generación PV), en tres casos: con solo AGC en el Interior, con un BESS en Sabanalarga, con AGC en el interior y en la Costa Atlántica. Para estas simulaciones se utilizarán los criterios del ítem 2.6, para discernir si hay pérdida o no de centrales eólicas o PV. En los ítems 4.2.1 y 4.2.2, se mostrará la solución obtenida con el desarrollo del modelo.

4.2.1 Perdida transitoria tres parques PV cruce nube Sabanalarga en demanda