metodología análisis evento

METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS DE EVENTOS

DIRECCIÓN OPERACIÓNANÁLISIS POSTOPERATIVO

DOCUMENTO ISA-UENCND-2002

Medellín, Noviembre de 2002

METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS DE EVENTOS

1. OBJETIVO

Establecer una metodología de referencia para el análisis de eventos que permita evaluar la naturaleza, evolución e impacto de los diferentes eventos sobre la operación del sistema de potencia.

2. INTRODUCCIÓN

2.1 MARCO DE REFERENCIA

La Resolución CREG No. 080 de 1999 establece un amplio marco de referencia en relación con el análisis de eventos, tanto para ISA en su macroproceso de Operar el Sistema Interconectado Nacional, como para las Empresas Prestadoras del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Servicio de Conexión al STN y para los OR´s.

Para ISA, en el Artículo 4o. Otras Funciones del Centro Nacional de Despacho (CND), establece como funciones del CND el elaborar “Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los Activos de Uso del STN, Activos de Conexión al STN, Interconexiones Internacionales de nivel IV o superior y demás activos que a su criterio ameriten análisis, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otros eventos similares. Para tal efecto los agentes del SIN, deberán suministrar la información de los eventos ocurridos, acorde con lo establecido en la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999, y en aquellas que las modifiquen o sustituyan.”

En el Artículo 7o. Otras Funciones de las Empresas Prestadoras del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Servicio de Conexión al STN, establece como funciones de estas Empresas la elaboración de “Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los equipos del STN de su propiedad, incluyendo las Interconexiones con tensión de operación igual o superior a 220 kV y los Activos de Conexión al STN, y/o los que le hayan sido encargados por otros Transportadores, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares.”

Finalmente, en el Artículo 9o. Otras Funciones de los OR´s, establece como funciones de estas Empresas la elaboración de “Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los equipos que estén bajo su supervisión, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otras eventos similares.”

METODOLOGÍA PARA ANÁLISIS DE EVENTOS …. Documento ISA-UENCND-2002 2

2.2 DEFINICIONES

Se presentan inicialmente algunas definiciones:

AGC: Control automático de generación.

Características técnicas: Es la declaratoria por parte del representante de los propietarios de activos de generación de los parámetros técnicos de dichos activos.

Control: Son todas aquellas instrucciones que imparte el CND con el fin de mantener las variables dentro de los rangos operativos y realizar las maniobras operativas.

DNA: Demanda No Atendida.

EDAC: Esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia.

Evento: Es la situación que cause la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso del STN o de un Activo de Conexión al STN y que ocurre de manera programada o no programada. También se configura evento cuando se presenta salida de operación de un activo de generación y afecta el balance generación – demanda y por tanto la frecuencia llevándola fuera de sus rangos normales de operación. Finalmente, también se denomina evento toda condición operativa que provoque la excursión de la frecuencia o de la tensión fuera de los rangos normales de operación.

Rangos normales de operación: Son aquellos valores de frecuencia y tensión determinados por la reglamentación y que llevan al sistema a una operación segura.

Registro de falla: Es el conjunto de valores de una variable que se almacenan en un medio electrónico.

Regulación primaria: Es un servicio que prestan las unidades generadoras por su capacidad de mantener la frecuencia del SIN ante eventos.

RVEM: Registro de eventos y maniobras.

SCADA: Sistema de Control y Adquisición de Datos en Tiempo Real.

SINAUT: Marca de Siemens para SCADA.

SOE: Secuencia de eventos. (Secuence Of Events)

Supervisión en tiempo real: Se considera que una variable está supervisada en tiempo real, si el dato se actualiza en el sistema de adquisición de datos del CND en un tiempo menor a 12 segundos.


SVC: Equipo para control de energía reactiva ( control de tensión)

3. CLASIFICACIÓN DE EVENTOS

Aunque es deseable analizar en detalle todos los eventos que ocurren en el SIN desde el punto de vista de su impacto en la operación, dado el gran número de ocurrencias se debe determinar cuáles de los eventos que afectan el STN y la Generación despachada centralmente requieren análisis detallado.

La clasificación se hace con base en la experiencia del CND y las estrategias de los agentes para clasificación de eventos y tomando como referencia el Apéndice 5F de NERC sobre “ Requerimientos para Reportes de Eventos Mayores en Sistemas Eléctricos”. Anexo que incluimos como Referencia al final de esta Metodología (NERC, “Appendix 5F- Reporting Requirements for Major Electric System Emergencies”). NERC significa NORTH AMERICAN ELECTRIC RELIABITY COUNCIL.

clasificación:

Los requerimientos de reporte de eventos aplican a todos los agentes del STN y de la Generación Despachada Centralmente e incluyen los siguientes eventos:

1. Pérdida de componentes del STN o de activos de conexión que afecte significativamente la integridad de la operación del sistema de transmisión. Además, ocurrencias de separación de sistemas o aislamiento de áreas

2. Desbalances generación – demanda que impliquen salida de la frecuencia de los rangos normales de operación o conlleven a la actuación del Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia .

3. Eventos en STRs y SDLs que a juicio del CND requieran análisis detallado o medie solicitud al CND de los agentes afectados.

4. Toda condición operativa del sistema que resulte en: Desviación sostenida de la tensión igual o mayor a ±10%, o Daño mayor a algún componente del STN o de sistemas de generación, o Actuación de esquemas suplementarios, o Falla o degradación de cualquier sistema de protección, sistema de control o

esquema especial que no está sujeto a la intervención del CND, o Actuación del esquema de desconexión automática de carga por baja tensión, o Violación de un límite operativo de áreas o subáreas

5. Todo acto mal intencionado contra el STN o la Generación Despachada Centralmente que degrade la confiabilidad de suministro.


Por lo tanto, para los eventos del STN y la Generación Despachada Centralmente, se adoptará el siguiente secuenciamiento, según la primera causa del evento o su consecuencia:

STN*: Para todos los eventos significativos en el STN

GDC*: Eventos con desbalances generación–demanda y actuación del Esquema de Desconexión Automática de carga por baja frecuencia

ORD*: Eventos en STRs y SDLs que a juicio del CND requieran análisis detallado o medie solicitud al CND de los agentes afectados.

OPE*: Según el Caso 4 indicado atrás.

AMI*: Todo acto mal intencionado contra el STN o la Generación Despachada Centralmente que degrade la confiabilidad de suministro.

4. ANÁLISIS DE LOS EVENTOS

4.1 EVENTOS CON PÉRDIDA DE ACTIVOS DEL STN O GDC

Con base en el inventario de eventos, la información enviada por los agentes y la información recopilada sobre el evento se determina y analiza la condición operativa prefalla y luego se evalúa la información recopilada sobre el evento.

Con base en el análisis de los registros de falla y del SOE se establece la posible causa del evento y sus características, se verifican condiciones operativas y, en el caso de ser posible, se establece la actuación de protecciones, apertura de interruptores y algunos tiempos específicos de actuación.

Mediante confrontación de registros de fallas y el SOE integrado (cuando se tiene información de SOE de diferentes empresas) se refina la secuencia de eventos y se establecen las diferencias en tiempo de ocurrencia de señales de protección, teleprotección y equipos de maniobra.

En las subestaciones se producen reportes de eventos adicionales a los registros de falla, los cuales pueden incluir: Señalización de actuación de Protecciones en las subestaciones, resúmenes de alarmas, indicaciones o banderas correspondientes, registros gráficos diferentes de los registros de falla, datos registrados sobre potencias generadas y transferencias, observaciones de los operadores relacionadas con las condiciones atmosféricas y los datos y condiciones de tensión y otros considerados importantes por los operadores, y los reportes con detalle del restablecimiento. Esta información se contrasta con el SOE integrado y los Registros de Falla.


Cuando se presenta alta incertidumbre en la información registrada se recurre al análisis eléctrico que incluye análisis de flujos de carga y de estabilidad transitoria y dinámica del sistema frente a la secuencia de eventos para precisar la causa y evolución de las perturbaciones. Se monitorean todas las variables de interés y se contrastan con los registros de falla y con el SOE integrado para ajustar la secuencia de eventos con sus tiempos de actuación. Además, se identifica la presencia de modos de oscilación en las variables de salida.

También se evalúa el comportamiento de la frecuencia mediante simulación y comparación con los registros.

Nota: Solamente cuando en los registros o reportes de falla se tenga evidencia de la presencia de oscilaciones electromecánicas en el sistema antes, durante o después del evento, como causa de la perturbación o consecuencia de ella y con impacto sobre el sistema, se adelantará dentro del análisis eléctrico lo correspondiente al Análisis Modal.

4.2 EVENTOS QUE EXIGEN LA ACTUACIÓN DE LA REGULACIÓN PRIMARIA

Con base en lo establecido en el Artículo 5° la Resolución CREG-023 de 2001 (Referencia 2):

“ARTÍCULO 5o. Evaluación del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia. Con base en la información que obtenga el CND de la operación de las plantas y/o unidades del SIN, y/o de la obtenida de las pruebas de campo que se efectúen a las mismas, el CND determinará la prestación efectiva del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

Y lo establecido en el Artículo 6° de la misma Resolución:

“Se considera que una planta y/o unidad de generación incumple en un día su obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, si no lo presta en cualquier momento de las 24 horas del respectivo día.

Análisis:

Cuando se presente una variación de frecuencia fuera de rango o se observe comportamiento anormal de la frecuencia del SIN, se hace seguimiento al comportamiento de la generación para evaluar su aporte a la regulación primaria:

1. Se toman registros de las unidades despachadas en el momento de ocurrir la variación de frecuencia

2. El CND envía comunicación a los agentes generadores, a más tardar el día siguiente calendario antes de las 10:00 a.m., informándoles las horas para las cuales se tomaron registros de sus unidades de generación.


3. Se observan las condiciones de despacho y calidad de telemedida.

4. Se analiza la respuesta de las unidades.

Verificación:

Si se detecta operación inapropiada en la respuesta de Regulación Primaria: El CND enviará una carta al operador de la unidad con copia al agente quien representa la misma,

informando la Hora [HH:MM:SS] de su posible incumplimiento y anexando los correspondientes registros .

Antes de transcurridas 24 horas calendario de la notificación por parte del CND, el agente generador debe enviar los registros de las unidades para la cuales se detectó el posible incumplimiento.

Si el Agente no responde en el período de 24 horas calendario, el CND informará al ASIC la fecha y el periodo del incumplimiento.

Si el agente envía registros legibles que hagan referencia al período y fecha que el CND le había reportado de incumplimiento, el CND evaluará los registros.

Si los registros técnicamente adecuados, muestran que la unidad estaba prestando efectivamente el servicio de Regulación Primaria, el CND no hará reporte al ASIC.

Si dichos registros no demuestran que la unidad estaba prestando efectivamente el servicio de Regulación Primaria, lo comunicará al agente generador que representa la unidad, quien podrá reunirse con el CND durante el siguiente día hábil para revisar conjuntamente los registros presentados. El CND al siguiente día calendario determinará el cumplimiento o no de la prestación efectiva del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia. De concluirse que existió incumplimiento en el Servicio de Regulación Primaria, el CND procederá a informar al ASIC la fecha y el periodo del mismo

Si el Agente informa que técnicamente no puede prestar el servicio, el CND informará al ASIC la fecha y el periodo del incumplimiento y quedará penalizado en todos los días (24 horas) que salga despachado hasta que informe, soporte técnicamente, realice las pruebas de su regulador de velocidad y preste efectivamente el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

Características de los registros de variación de generación para validar la prestación efectiva del servicio de regulación primaria

Los registros deben tener las siguientes características:

Registros gráficos y datos en medio magnético.


Las gráficas deben ser legibles y deben mostrar la evolución en el tiempo de la potencia activa de la unidad y la frecuencia.

La ventana de tiempo de análisis debe ser de al menos 10 minutos, teniendo como punto medio la hora indicada por el CND en la comunicación. El formato de la hora es: [HH:MM:SS] y la rata de muestreo debe ser menor o igual a 10 Segundos.

La escala de la potencia activa se seleccionará de acuerdo con la potencia nominal de la unidad así:

Potencia Nominal de la Unidad Escala en torno a la línea de programa

P 40 MW 8 MW40 < P 70 14 MW70 < P 130 27 MW130 < P 230 48 MW

La escala de la frecuencia debe ser de 0.5 Hz en torno a 60 Hz, con resolución de 100 mHz y la rata de muestreo debe ser menor o igual a 10 segundos.

4.3 EVENTOS A LOS CUALES NO SE LES ADELANTARÁ ANÁLISIS DETALLADO

Como lo establecen los objetivos de esta metodología y el marco de referencia regulatorio, el análisis detallado se adelantará para aquellos eventos de impacto mayor en la operación del Sistema Interconectado Nacional. Además, como lo indica la experiencia operativa, existe un conjunto importante de eventos de impacto mayor para el dueño del activo y de bajo impacto en la operación, como los siguientes:

Recierres existosos: Ocurren frente a perturbaciones en la red, fundamentalmente frente a descargas atmosféricas o frente a fallas no sostenidas que permiten la recuperación de las condiciones de aislamiento y la continuidad de la operación de la red. Por lo tanto, aunque son de importancia para el dueño del activo no revisten mayor importancia desde el punto de vista de la operación, por lo cual serán registrados y análisis en profundidad solamente bajo solicitud de algún agente.

Aperturas provocadas durante consignaciones con riesgo de disparo: Por definición se conoce la naturaleza de la falla. Si la apertura es de bajo impacto en la operación no se analizará en detalle.


4.4 ALGUNOS CRITERIOS ADICIONALES Y REQUERIMIENTOS DE LOS INFORMES DE ANÁLISIS DE FALLAS

Una vez realizado el análisis en detalle de los eventos, es necesario documentar todo lo que se haya detectado escribiendo y almacenando esta información, de tal forma que contribuya adecuadamente a la memoria corporativa de la empresa y ante incertidumbre pueda ser revisada nuevamente. Esta información se almacena como gestión del evento.

Nota: Del análisis del evento pueden configurarse recomendaciones o medidas adoptadas. Son recomendaciones cuando no se han realizado las acciones correspondientes. Son Medidas Adoptadas cuando son recomendaciones ya llevadas a cabo. Cuando en el análisis del evento se configuren recomendaciones, a dichas recomendaciones se les hará el seguimiento correspondiente y adicionalmente, se registrarán las Medidas Adoptadas.

En la medida de lo posible, se deben detectar las recurrencias para tomar las acciones correctivas del caso.

5. CONCLUSIONES

Se ha establecido una metodología de referencia para el análisis de eventos que permita evaluar la naturaleza, evolución e impacto de los diferentes eventos sobre la operación del sistema de potencia, con base en la memoria de ISA sobre la operación y las prácticas internacionales sobre análisis y reporte de eventos.

Este documento exige ser revisado, actualizado y validado periódicamente según lo exija la regulación y la necesidad de los clientes y se formula en respuesta a la necesidad de estandarización.

6. REFERENCIAS

1. NERC, “Appendix 5F- Reporting Requirements for Major Electric System Emergencies”.

Appendix 5F — Reporting Requirements for Major Electric System Emergencies

Appendix SubsectionsA. NERC Disturbance Reporting RequirementsB. NERC Preliminary Disturbance ReportC. U.S. Department of Energy Disturbance Reporting Requirements


A. NERC Disturbance Reporting RequirementsIntroduction

These disturbance reporting requirements apply to all entities using the electric transmission systems in North America and provide a common basis for all NERC disturbance reporting. The utility or other electricity supply entity on whose system a disturbance that must be reported occurs shall notify NERC and its Regional Council of the disturbance using the NERC Preliminary Disturbance Report form. If a disturbance is to be reported to DOE also, the responding entity may use the DOE reporting form when reporting to NERC. The report is to be made as specified in Policy 5F for any of the following events.

1. The loss of a bulk power transmission component that significantly affects the integrity of the interconnection system operation.

2. The occurrence of an interconnected system separation or system islanding or both.

3. Loss of generation by a utility or generation supply entity — 2,000 MW or more in the Eastern Interconnection or Western Interconnection and 1,000 MW or more in the ERCOT Interconnection or Quebec Interconnection. Reports can be sent to NERC via e-mail ([email protected]) or by facsimile (609-452-9550) using the NERC Preliminary Disturbance Report form.

4. Equipment failures/system operational actions, which result in the loss of firm system demands for more than 15 minutes, as described below:

4.1. Entities with a previous year recorded peak demand of more than 3,000 MW are required to report all such losses of firm demands totaling more than 300 MW.

4.2. All other entities are required to report all such losses of firm demands totaling more than 200 MW or 50% of the total customers being supplied immediately prior to the incident, whichever is less.

5. Firm load shedding of 100 MW or more to maintain the continuity of the bulk electric system.

6. Any system operation or operator action resulting in:

6.1. sustained voltage excursions equal to or greater than ±10%, or

6.2. major damage to power system components, or

6.3. an event other than those covered above that a system operator in another electric transmission system might encounter and should be aware of, or

6.4. failure, degradation, or a “near miss” of system protection, special protection schemes, remedial action schemes, or other operating systems that do not require system operator intervention


7. An operating security limit violation as required in Policy 2A — Transmission

Operations, Standard 2.2.

8. An actual or suspected act of physical or electronic (cyber) sabotage or terrorism directed at the bulk electric system or its components with intent to deny service or disrupt or degrade the reliability of the bulk electric system.

B. NERC PRELIMINARY DISTURBANCE REPORT1. Organization filing report:

2. Name of person filing report:

3. Telephone number: ( ) -

4. Date and time of disturbance: / / Date (mm/dd/yy) / /Time/Zone

5. Did disturbance originate in your system?

6. Describe disturbance including: cause, equipment damage, critical services interrupted, system separation, key scheduled and actual flows prior to disturbance and in the case of a disturbance involving a special protection or remedial action scheme, what action is being taken to prevent recurrence:

7. List generation tripped: MW total

8. Frequency: a. just prior to disturbance Hz

b. immediately after disturbance Hz max. Hz

Min.

9. List transmission lines tripped (specify voltage level of each line):

Check here if this is an operating security limit violation report

NERCPrinceton Forrestal Village116-390 Village BoulevardPrinceton, NJ 08540-5731

E-mail: [email protected]: 609-452-9550Tel: 609-452-8060


FIRM INTERRUPTIBLE10. Demand tripped and MW MW

Number of customers affected Customers Customers

Demand lost in MW-Minutes MW-Min. MW-

Min.

11. Restoration time Initial Final

Transmission Generation Demand

C. U.S. Department of Energy Disturbance Reporting RequirementsIntroduction

Every electric utility or other entity subject to the provisions of Section 311 of the Federal Power Act, engaged in the generation, transmission, or distribution of electric energy for delivery and/or sale to the public shall expeditiously report to the U.S. Department of Energy's (DOE) Emergency Operation Center (EOC) any of the events described in the following. (A report or a part of a report required by DOE may be made jointly by two or more entities or by a Regional Council or power pool.)

1. Loss of Firm System Loads

1.1. Any load shedding actions resulting in the reduction of over 100 megawatts (MW) of firm customer load for reasons of maintaining the continuity of the bulk electric power supply system.

1.2. Equipment failures/system operational actions, which result in the loss of firm system loads for a period in excess of 15 minutes, as described below:

1.2.1. Reports from entities with a previous year recorded peak load of over 3,000 MW are required for all such losses of firm loads which total over 300 MW.

1.2.2. Reports from all other entities are required for all such losses of firm loads which total over 200 MW or 50% of the total customers being supplied immediately prior to the incident, whichever is less.

1.3. Other events or occurrences which result in a continuous interruption for three hours or longer to over 50,000 customers, or more than 50% of the system load being served immediately prior to the interruption, whichever is less.


NOTE: The DOE EOC shall be notified as soon as practicable without unduly interfering with service restoration and, in any event, within three hours after the beginning of the interruption.

2. Voltage Reductions or Public Appeals

2.1. Reports are required for any anticipated or actual system voltage reductions of three percent or greater for purposes of maintaining the continuity of the bulk electric power supply system.

2.2. Reports are required for any issuance of a public appeal to reduce the use of electricity for purposes of maintaining the continuity of the bulk electric power system.

NOTE: The DOE EOC shall be notified as soon as practicable, but no later than 24 hours after initiation of the actions described in paragraph 2.2, above. 3. Vulnerabilities That Could Impact Bulk Electric Power System Adequacy or Reliability

3.1. Reports are required for any actual or suspected act(s) of physical sabotage (not vandalism) or terrorism directed at the bulk electric power supply system in an attempt to either:

3.1.1. Disrupt or degrade the adequacy or service reliability of the bulk electric power system such that load reduction action(s) or a special operating procedure is or may be needed.

3.1.2. Disrupt, degrade, or deny bulk electric power service on an extended basis to a specific: (1) facility (industrial, military, governmental, private), (2) service (transportation, communications, national security), or (3) locality (town, city, country). This requirement is intended to include only major events involving the supply of bulk power.

4. Reports for Other Emergency Conditions or Abnormal Events

4.1. Reports are required for any other abnormal emergency system operating conditions or other events which, in the opinion of the reporting entity, could constitute a hazard to maintaining the continuity of the bulk electric power supply system. DOE has a special interest in actual or projected deterioration in bulk power supply adequacy and reliability due to any causes. Events which may result in such deterioration include, but are not necessarily limited to: natural disasters; failure of a large generator or transformer; extended outage of a major transmission line or cable; Federal or state actions with impacts on the bulk electric power system.


NOTE: The DOE EOC shall be promptly notified as soon as practicable after the detection of any actual or suspected acts(s) or event(s) directed at increasing the vulnerability of the bulk electric power system. A 24-hour maximum reporting period is specified in the regulations; however, expeditious reporting, especially of sabotage or suspected sabotage activities, is requested.

5. Fuel Supply Emergencies

5.1. Reports are required for any anticipated or existing fuel supply emergency situation which would threaten the continuity of the bulk electric power supply system, such as:

5.1.1 Fuel stocks or hydroelectric project water storage levels are at 50% or less of normal for that time of the year, and a continued downward trend is projected.

5.1.2. Unscheduled emergency generation is dispatched causing an abnormal use of a particular fuel type, such that the future supply or stocks of that fuel could reach a level, which threatens the reliability or adequacy of electric service.

NOTE: The DOE EOC shall be notified as soon as practicable, or no later than three days after the determination is made.

2. ISA, “Mecanismo para determinar la prestación efectiva del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia por parte de los generadores”, Documento ISA-UENCND-01-085, Abril 7 de 2001.

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