Procedimiento_#2_Simulaciones_INLF

Curso: Uso del software PSS/E, E.I.E., U.C.R, Enero 2013
Ing. Rolando Sancho Chaves
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Procedimiento #2
Simulaciones en estado estable con el método INLF
(Respuesta de gobernadores y respuesta inercial)
1. Procedimiento para realizar simulaciones con respuesta de regulación
primaria (respuesta de gobernadores). (t = 3 minutos)
A. Se debe cargar el archivo .sav sin contingencia, el cual lo identificaremos como caso base
(este archivo no se debe correr con la opción INLF porque se altera, únicamente con el
método Newton Rahpson).
B. Con el archivo .sav cargado, se deben deshabilitar los elementos del sistema que se disparan
producto de la contingencia y se guarda el archivo con el nombre correspondiente a la
contingencia.
C. El siguiente paso es correr la simulación, para ello utilice las opciones indicadas en la figura
#1:
Figura #1
Especificaciones para simular contingencias con flujo de gobernadores
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c1. Tap Adjusment:
En esta opción debe escogerse Stepping porque la simulación realizada con respuesta de
gobernadores, aproxima el estado estable 3 minutos después de ocurrida la contingencia,
cuando ya todos los gobernadores han actuado y eliminado el desbalance carga –
generación. Este tiempo es suficiente para que los transformadores reguladores de voltaje
también hayan operado.
c2. Var Limits:
Para que la simulación de las contingencias sea realista, debe escogerse la opción Apply
Automatically con el objetivo de modelar la curva de capacidad de los generadores.
c3. Plimits at machines with no ECDI data file records or with PMAX defaulted on data
record:
Se debe tener especial cuidado con ésta especificación, (la cual cuenta con 3 opciones)
cuando la base de datos INLF se ha creado en forma incompleta (no se especificó para
algún o algunos generadores el Pmax, Pmin, o el estatismo). En esta condición, el PSS/E
utilizará parámetros por default que podrían alterar en gran medida los resultados de la
simulación, dependiendo del cualquiera de las 3 opciones de esta especificación. Las
opciones se definen a continuación:

Prev-Rev-29 approach
El programa asigna la potencia máxima igual al Pmax del archivo .sav y el valor de
la potencia mínima lo asume como 0, el estatismo lo asigna como 0.05 y el
amortiguamiento como 0.

0 to 1.0 for both types
El programa asigna las potencias máxima y mínima como 1 pu y 0 respectivamente,
el estatismo lo asigna como 0.05 y el amortiguamiento como 0.

Working case values for both types
El programa ajusta las potencias máxima y mínima con los datos del archivo .sav, el
estatismo lo asigna como 0.05 y el amortiguamiento como 0.
En este punto, otro factor que puede afectar los resultados, es que cuando no se especifican
parámetros para algún generador, independientemente de las 3 opciones anteriores que
utilice, la máquina operará como parte de la regulación primaria debido a que se le asignará
un estatismo por default.
c4. Unit inertia and governor on data record:
En este punto se debe ingresar el archivo .inl correspondiente a la base de datos .sav en
estudio, donde se especifican los parámetros de regulación.
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D. Después de correr la simulación debe verificar que no se presenten errores que indiquen
incongruencias entre la base de datos .inl y .sav. Además debe verificar que la simulación
alcanzó la convergencia, lo cual el PSS/E lo indica con el mensaje REACHED
TOLERANCE IN 3 ITERATIONS, cualquier otro mensaje que se presente no garantiza la
convergencia de la simulación.
Es importante, verificar que la barra oscilante no tenga cambios de potencia activa de gran
magnitud, ya que en este tipo de simulación, la barra oscilante tendrá cambios si y solo si
está incluida en la regulación primaria, en cuyo caso, el cambio de potencia activa que debe
registrar depende de la magnitud del desbalance carga – generación causado por la
contingencia. Si la máquina asignada como barra oscilante no pertenece a la regulación
primaria, en este caso la barra oscilante no debe registrar ningún cambio de potencia activa.
En ocasiones la barra podría oscilante sobrepasar levemente el límite máximo de potencia
activa, para ajustar el redespacho realizado.
Finalmente hay que mencionar que este método de simulación de flujos de carga comete un
error en lo que respecta a la potencia reactiva entregada por la barra oscilante. En éste, la
máquina asignada como barra oscilante puede entregar potencia reactiva sin respetar los
límites de la curva de capacidad, cuando la contingencia se lo exija. Este comportamiento es
notorio principalmente cuando se simula una contingencia en la cual la red eléctrica tiene
una reserva de reactivo muy baja, o hay déficit de la misma.
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2. Procedimiento para realizar simulaciones con respuesta inercial. (t = 0+).
A. Se debe cargar el archivo .sav sin contingencia, el cual lo identificaremos como caso base
(este archivo no se debe correr con la opción INLF porque se altera).
B. Con el archivo .sav cargado, se deben deshabilitar los elementos del sistema que se disparan
producto de la contingencia.
C. Como este método de simulación aproxima un instante del periodo transitorio, se debe
considerar el modelo de la carga del sistema (potencia constante, corriente constante,
impedancia constante o una combinación de éstos). Esto por cuanto la carga responde con
una dinámica específica cuando el sistema eléctrico no se encuentra en régimen permanente.
En Costa Rica, la carga de la red eléctrica responde aproximadamente como el modelo de
corriente constante para la potencia activa y con el modelo de impedancia constante para la
potencia reactiva.
Por lo anterior, en las simulaciones con respuesta inercial siempre se debe especificar el
modelo de la carga como P = corriente constante y Q = impedancia constante, tal como se
muestra en la figura #2.
Figura #2
Comandos para convertir cargas, en el módulo de flujos de carga del PSS/E
Posteriormente a B. y C. se debe guardar el archivo con el nombre correspondiente a la
contingencia.
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D. El siguiente paso es correr la simulación, para ello utilice las opciones indicadas en la figura
#3:
Figura #3
Especificaciones para simular contingencias con flujo inercial
c1. Tap Adjusment:
En esta opción debe escogerse Lock Taps porque la simulación realizada con respuesta
inercial, aproxima un instante de tiempo del periodo transitorio después de ocurrida la
contingencia. Este instante de tiempo ocurre antes de los primeros 2 segundos después de
ocurrida la contingencia, por lo tanto transformadores reguladores de voltaje no tienen
tiempo de operar.
c2. Var Limits:
Para que la simulación de las contingencias no sea tan optimista para el análisis en estado
estable, debe escogerse la opción Apply Automatically para modelar la curva de capacidad
de los generadores. Sin embargo hay que destacar que en el periodo inercial los
generadores no respetan su curva de capacidad.
c3. Unit inertia and governor on data record:
En este punto se debe ingresar el archivo .inl correspondiente a la base de datos .sav en
estudio, en el cual se especifica la inercia de los generadores.
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E. Después de correr la simulación debe verificar que no se presenten errores que indiquen
incongruencias entre la base de datos .inl y .sav. Además se debe verificar que la simulación
alcanzó la convergencia, lo cual el PSS/E lo indica con el mensaje REACHED
TOLERANCE IN 3 ITERATIONS, cualquier otro mensaje que se presente no garantiza la
convergencia de la simulación. Es muy común que estas simulaciones converjan en más de
20 iteraciones.
Es importante también verificar que la barra oscilante no tenga cambios de potencia activa de
gran magnitud, ya que en este tipo de simulación, la barra oscilante debe registrar cambios de
potencia activa que dependen de la magnitud del desbalance carga – generación causado por
la contingencia.
Finalmente hay que mencionar que este método de simulación de flujos de carga comete un
error en lo que respecta a la potencia reactiva entregada por la barra oscilante. En éste, la
máquina asignada como barra oscilante puede entregar potencia reactiva sin respetar los
límites de la curva de capacidad. Este comportamiento es notorio principalmente cunado se
simula una contingencia en la cual la red eléctrica tiene una reserva de reactivo muy baja.