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autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como
propias las creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
ESTRUCTURACIÓN DE UNA BASE DE DATOS DEL S.N.I.
ECUATORIANO EN DIGSILENT POWERFACTORY PARA
ANÁLISIS DE ESTABILIDAD CON MODELOS
VALIDADOS DE SUS UNIDADES DE GENERACIÓN
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
MARLON VINICIO ULLAURI ROSILLO
[email protected]
DIRECTOR: Dr. HUGO NEPTALÍ ARCOS MARTÍNEZ
[email protected]
CODIRECTOR: Dr. JAIME CRISTÓBAL CEPEDA CAMPAÑA
[email protected]
Quito, Mayo 2015
I
DECLARACIÓN
Yo, Marlon Vinicio Ullauri Rosillo, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
_______________________________
Marlon Vinicio Ullauri Rosillo
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Marlon Vinicio Ullauri Rosillo,
bajo nuestra supervisión.
_____________________________
Dr. Hugo Arcos Martínez
DIRECTOR DEL PROYECTO
_____________________________
Dr. Jaime Cepeda Campaña
CODIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTO
Un profundo agradecimiento a mi Dios, por ser mi guía espiritual, y por haberme
permitido culminar mis estudios universitarios a satisfacción.
Agradezco a mi madre y a mis hermanos, por ser el sustento que me ayuda a
cumplir mis metas personales y profesionales.
A la Escuela Politécnica Nacional, por la ayuda económica otorgada durante toda
mi carrera profesional.
Al Dr. Hugo Arcos y al Dr. Jaime Cepeda, por la apertura y colaboración en la
realización del presente proyecto.
A todos mis amigos de la universidad, con los cuales se incursionó este periodo
estudiantil, y se compartió momento memorables.
Un agradecimiento especial para todos los profesionales que conforman la
Dirección de Planeamiento Eléctrico del CENACE, por todas las facilidades
brindadas durante la realización de la primera parte del proyecto.
IV
DEDICATORIA
A Dios.
A mi madre, Clemencia.
A mis hermanos, Fernando y Celena.
Marlon
V
CONTENIDO
DECLARACIÓN ...................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN ................................................................................................... II
AGRADECIMIENTO .............................................................................................. III
DEDICATORIA ...................................................................................................... IV
RESUMEN ............................................................................................................. X
PRESENTACIÓN .................................................................................................. XI
GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................ XIII
CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1
1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1
1.1
OBJETIVOS .............................................................................................. 1
1.1.1 OBJETIVO GENERAL .......................................................................... 1
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................ 1
1.2
ALCANCE ................................................................................................. 2
1.3
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 2
CAPÍTULO II .......................................................................................................... 4
2
MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 4
2.1
LA MÁQUINA SINCRÓNICA [1], [2], [3] ......................................................... 4
2.1.1 DESCRIPCIÓN FÍSICA ........................................................................ 4
2.1.2 DESCRIPCIÓN MATEMÁTICA ............................................................ 5
2.1.3 ECUACIONES BÁSICAS ..................................................................... 6
2.1.3.1
Ecuaciones del Circuito del Estator .............................................. 7
2.1.3.1.1 Inductancias Propias del Estator .............................................. 8
2.1.3.1.2 Inductancias Mutuas del Estator .............................................. 8
2.1.3.1.3 Inductancias Mutuas entre los Devanados del Estator y los
Devanados del Rotor................................................................................. 9
2.1.3.2
Ecuaciones del Circuito del Rotor .............................................. 10
2.1.4 LA TRANSFORMACIÓN dq0 ............................................................. 11
2.2
2.1.4.1
Concatenaciones de Flujo del Estator en Componentes dq0..... 13
2.1.4.2
Concatenaciones de Flujo del Rotor en Componentes dq0 ....... 14
2.1.4.3
Ecuaciones de Voltaje del Estator en Componentes dq0 .......... 15
2.1.4.4
Potencia Eléctrica y Torque ....................................................... 15
TEORÍA DE SISTEMAS DE CONTROL [4], [5] .......................................... 16
VI
2.2.1 COMPONENTES BÁSICOS DE UN SISTEMA DE CONTROL ......... 16
2.2.2 FUNCIÓN DE TRANSFERENCIA ...................................................... 17
2.2.3 DIAGRAMAS DE BLOQUES .............................................................. 18
2.2.4 CONTROLADORES AUTOMÁTICOS ................................................ 18
2.2.4.1
Clasificación de los Controladores Industriales .......................... 19
2.2.4.1.1 Acción de Control de Dos Posiciones o de On/Off ................. 20
2.2.4.1.2 Acción de Control Proporcional .............................................. 20
2.2.4.1.3 Acción de Control Integral ...................................................... 21
2.2.4.1.4 Acción de Control Proporcional-Integral................................. 21
2.2.4.1.5 Acción de Control Proporcional-Derivativa............................. 21
2.2.4.1.6 Acción de Control Proporcional-Integral-Derivativa................ 22
2.2.5 RESPUESTA TRANSITORIA Y RESPUESTA EN ESTADO
ESTACIONARIO ............................................................................................ 22
2.2.5.1
2.3
Definiciones de las Especificaciones de Respuesta Transitoria . 23
SISTEMAS DE CONTROL DE UNIDADES DE GENERACIÓN ............. 24
2.3.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN [3], [6], [13] .................................................. 24
2.3.1.1
Elementos de un Sistema de Excitación .................................... 25
2.3.1.2
Tipos de Sistemas de Excitación ............................................... 26
2.3.1.2.1 Sistemas de Excitación de Corriente Continua (DC) .............. 26
2.3.1.2.2 Sistemas de Excitación de Corriente Alterna (AC) ................. 28
2.3.1.2.3 Sistemas de Excitación Estáticos........................................... 32
2.3.2 ESTABILIZADOR DE SISTEMAS DE POTENCIA [3], [13] .................... 34
2.3.3 PRIMO MOTORES Y SISTEMAS DE ABASTECIMIENTO DE
ENERGÍA [3], [6], [7], [8] ....................................................................................... 36
2.3.3.1
Turbinas Hidráulicas .................................................................. 37
2.3.3.2
Regulación de Velocidad para Turbinas Hidráulicas .................. 38
2.3.3.2.1 Regulador de Velocidad Mecánico-Hidráulico........................ 39
2.3.3.2.2 Regulador de Velocidad Electro-Hidráulico ............................ 40
2.3.3.3
Turbinas a Vapor ........................................................................ 41
2.3.3.4
Regulación de Velocidad para Turbinas a Vapor ....................... 42
2.3.3.4.1 Regulador de Velocidad Mecánico-Hidráulico........................ 42
2.3.3.4.2 Regulador de Velocidad Electro-Hidráulico ............................ 43
2.3.3.5
Turbinas a Gas........................................................................... 44
VII
2.3.3.6
2.4
Regulación de Velocidad para Turbinas a Gas .......................... 45
LENGUAJE DE SIMULACIÓN DE DIGSILENT (DSL)
[9], [10], [11]
.............. 46
2.4.1 INTRODUCCIÓN................................................................................ 46
2.4.2 DEFINICIÓN ....................................................................................... 46
2.4.3 CARACTERÍSTICAS .......................................................................... 47
2.4.4 TÉRMINOS Y ABREVIACIONES ....................................................... 48
2.4.4.1
Funciones Estándar ................................................................... 49
2.4.4.2
Funciones Especiales ................................................................ 49
2.4.5 SINTAXIS GENERAL DEL DSL ......................................................... 52
2.4.6 VARIABLES DEL DSL ........................................................................ 53
2.4.7 ESTRUCTURA DEL DSL ................................................................... 53
2.4.8 MODELOS DEL DSL .......................................................................... 54
2.4.9 ELEMENTOS BÁSICOS..................................................................... 55
2.4.9.1
Composite Model (Modelo Compuesto) ..................................... 55
2.4.9.2
Composite Frame (Marco Compuesto) ...................................... 56
2.4.9.3
Common Model (Modelo General) ............................................. 57
2.4.9.4
Composite Block Diagram (Diagrama de Bloques) .................... 57
2.4.9.4.1 Macros ................................................................................... 58
2.4.9.4.2 Funciones Complejas ............................................................. 59
2.4.9.5
Block/Frame Diagram................................................................. 59
2.4.9.5.1 Elementos del Block/Frame Diagram ..................................... 59
2.4.9.5.2 Barra de Herramientas del Block/Frame Diagram .................. 60
2.4.9.5.3 Block Definition Dialogue (Ventana de Diálogo de un Diagrama
de Bloques) ............................................................................................. 63
CAPÍTULO III ....................................................................................................... 66
3
METODOLOGÍA Y APLICACIÓN METODOLÓGICA .................................... 66
3.1 METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE LOS MODELOS DE LOS
SISTEMAS DE CONTROL DE LA MÁQUINA SINCRÓNICA EN DSL ............. 66
3.1.1 METODOLOGÍA PARA EL MODELAMIENTO EN DSL
[10]
................ 66
3.1.1.1
Recolección de la Información ................................................... 67
3.1.1.2
Modelamiento............................................................................. 67
3.1.1.3
Proceso de Codificación............................................................. 67
3.1.1.4
Proceso de Pruebas y Documentación ...................................... 67
VIII
3.1.2 EL PROBLEMA DEL MODELAMIENTO [10] ....................................... 68
3.1.3 ANÁLISIS MATEMÁTICO PARA EL CÁLCULO DE LAS
CONDICIONES INICIALES DE UN MODELO DE DSL ................................. 69
3.1.4 PROCESO DE MODELAMIENTO DE UN SISTEMA DE CONTROL
COMPLETO DE UNA UNIDAD DE GENERACIÓN EN DSL [11] .................... 70
3.1.4.1
Construcción del VCO de la U1 de Daule Peripa ....................... 71
3.1.4.2
Construcción del PCU de la U1 de Daule Peripa ....................... 74
3.1.4.3
Construcción del PSS de la U1 de Daule Peripa ....................... 77
3.1.4.4
Construcción del Composite Frame para la U1 de Daule Peripa 80
3.2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DEL DESARROLLO DE
MODELOS EN DSL PARA LAS UNIDADES DEL S.N.I. .................................. 82
3.3 METODOLOGÍA PARA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS A LOS
MODELOS DE SISTEMAS DE CONTROL DE LA MÁQUINA SINCRÓNICA
DESARROLLADOS PREVIAMENTE EN DSL [12] ............................................. 83
3.3.1 SISTEMA DE PRUEBAS .................................................................... 83
3.3.2 CASO DE PRUEBA ............................................................................ 84
3.3.3 PRUEBAS A REALIZAR A LOS SISTEMAS DE CONTROL DE
VOLTAJE (VCO) Y DE VELOCIDAD (PCU) .................................................. 85
3.3.3.1
Prueba de Operación en Estado Estable ................................... 86
3.3.3.2
Pruebas al Sistema de Control de Voltaje (VCO) ....................... 87
3.3.3.2.1 Escalón del +/-5% en el Voltaje de Referencia ...................... 87
3.3.3.3
Pruebas al Sistema de Control de Velocidad (PCU) .................. 89
3.3.3.3.1 Escalón del +/-5% en la Velocidad de Referencia ................. 89
3.3.3.4
Pruebas Generadas sobre Cambios en los Elementos Externos90
3.3.3.4.1 Rechazo de Carga del 100% ................................................. 91
3.3.3.4.2 Cambio de Carga del +/-10% ................................................. 92
3.3.4 PRUEBAS A REALIZAR AL ESTABILIZADOR DE SISTEMAS DE
POTENCIA (PSS) .......................................................................................... 99
3.4 APLICACIÓN DE LA METODOLÓGICA DE PRUEBAS PARA LAS
UNIDADES DEL S.N.I. .....................................................................................101
3.4.1 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A VAPOR
GONZALO ZEVALLOS .................................................................................101
3.4.2 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A DIESEL
JARAMIJÓ ....................................................................................................110
IX
3.4.3 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A GAS
MACHALA I ..................................................................................................117
CAPÍTULO IV ......................................................................................................125
4
ESTUDIO DE ESTABILIDAD ........................................................................125
4.1 PRUEBAS A LOS MODELOS DE CONTROL DE LAS UNIDADES DE
GENERACIÓN DEL S.N.I. EN FORMA INDIVIDUAL EN UNA BASE DE DATOS
ESTRUCTURADA ............................................................................................126
4.1.1 EQUIVALENTE ESTÁTICO PARA EL SISTEMA COLOMBIANO .....127
4.1.2 CONSIDERACIONES A SER TOMADAS PARA LA
INCORPORACIÓN DE MODELOS DE CONTROL DE UNA UNIDAD DE
GENERACIÓN EN LA BASE DE DATOS ESTRUCTURADA ......................128
4.1.3 EJEMPLO DE PRUEBAS A LOS MODELOS DE CONTROL:
UNIDADES DE PAUTE MOLINO FASE AB Y C ..........................................129
4.2 PRUEBAS A LOS MODELOS DE CONTROL DE LAS UNIDADES DE
GENERACIÓN DEL S.N.I. EN FORMA CONJUNTA EN UNA BASE DE DATOS
ESTRUCTURADA ............................................................................................135
CAPÍTULO V .......................................................................................................141
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................141
5.1
CONCLUSIONES ...................................................................................141
5.2
RECOMENDACIONES ..........................................................................143
6
BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................144
7
ANEXOS .......................................................................................................146
ANEXO 1: Modelos de los Sistemas de Control para las Unidades de
Generación Analizadas en el Capítulo 3 .......................................................146
ANEXO 2: Respuesta de las Pruebas Efectuadas en la Base de Datos
Estructurada Completa para Demanda Media ..............................................164
X
RESUMEN
En este trabajo se presenta una metodología para el desarrollo de modelos de
sistemas de control de unidades de generación, así como una metodología para
la realización de pruebas de estos controles, sobre un sistema aislado. Las
pruebas de gabinete sobre los modelos estructurados, permiten analizar la
congruencia de los resultados y validar sus parámetros. Estas metodologías se
aplican para la modelación y prueba de los controles de las unidades de
generación del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano (S.N.I.). Para el
modelamiento, se hace uso de la herramienta DSL (Lenguaje de Simulación de
DIgSILENT) del programa computacional DIgSILENT PowerFactory.
Una vez desarrollados y probados los modelos, se procede a incorporarlos a una
base de datos, sobre esta nueva base de datos se realizan diversas pruebas
funcionales en las que se analiza el desempeño, tanto en forma individual como
en forma conjunta de los modelos de los sistemas de control. Al finalizar
satisfactoriamente las pruebas, se llega a obtener una base de datos configurada
para realizar estudios de estabilidad, la cual permite mejorar la emulación de
transitorios electromecánicos en el sistema.
XI
PRESENTACIÓN
Con el propósito de consolidar una base de datos del S.N.I. Ecuatoriano, donde
se dispongan de modelos validados de los sistemas de control de las unidades de
generación, el presente trabajo se ha dividido en cinco capítulos, los cuales se
detallan a continuación:
En el Capítulo I, se presenta la introducción, objetivos, alcance y justificación del
proyecto.
En el Capítulo II, se realiza una descripción breve del sustento teórico que está
inmerso en la realización del presente proyecto. En la primera parte del capítulo,
se efectúa una descripción resumida de las características más importantes del
generador sincrónico, así como de sus parámetros. Luego, se expone la teoría de
control involucrada en los sistemas de control de las unidades generadoras. Con
esta teoría, es posible dar paso a una revisión de las principales particularidades
de los sistemas de control de voltaje, de velocidad y estabilizadores de sistemas
de potencia (PSS). En la segunda parte del capítulo, se trata en forma detallada el
Lenguaje de Simulación de DIgSILENT (DSL), enfocado a la modelación de
sistemas de control de unidades de generación.
En el Capítulo III, como primera parte, se describe y aplica una metodología para
la modelación en DSL de los sistemas de control de las unidades de generación
del S.N.I. Luego, como segunda parte del capítulo, se expone y utiliza una
metodología para la realización de pruebas de los controles desarrollados
previamente en un sistema aislado. Debido al gran número de unidades
generadoras presentes en el Sistema de Potencia Ecuatoriano, en este capítulo
se muestra y analiza únicamente los resultados obtenidos al aplicar las
metodologías para unidades generadoras tipo presentes en el S.N.I.
En el Capítulo IV, se detalla el procedimiento a seguir para la incorporación en la
base de datos del S.N.I. de los nuevos modelos desarrollados y probados en el
Capítulo 3. El procedimiento de incorporación implica la realización de diversas
simulaciones de prueba, cuyos resultados son presentados en forma resumida en
este capítulo. Luego, como siguiente punto, se establecen las pruebas finales a
XII
ser realizadas, sobre la base de datos finalmente estructurada, y que constituye el
principal aporte del presente proyecto de titulación.
En el Capítulo V, se presenta las conclusiones y recomendaciones que surgen
luego de desarrollar el presente proyecto.
XIII
GLOSARIO DE TÉRMINOS
݁௔ ǡ ݁௕ ǡ ݁௖ ൌ Voltajes instantáneos fase - neutro del estator
߰௔ ǡ ߰௕ ǡ ߰௖ ൌ Concatenaciones de flujo instantáneos de los devanados del estator
߰௙ௗ ǡ ߰௞ௗ ǡ ߰௞௤ ൌ Concatenaciones de flujo instantáneos de los devanados del rotor
݅௔ ǡ ݅௕ ǡ ݅௖ ൌ Corrientes instantáneas de las fases ܽǡ ܾǡ ܿ del estator
݁௙ௗ ൌ Voltaje de campo
݅௙ௗ ǡ ݅௞ௗ ǡ ݅௞௤ ൌ Corriente de campo y corrientes de los circuitos amortiguadores
ܴ௙ௗ ǡ ܴ௞ௗ ǡ ܴ௞௤ ൌ Resistencias del circuito del rotor
݈௔௔ ǡ ݈௕௕ ǡ ݈௖௖ ൌ Inductancias propias de los devanados del estator
݈௔௕ ǡ ݈௕௖ ǡ ݈௖௔ ൌ Inductancias mutuas entre los devanados de estator
݈௔௙ௗ ǡ ݈௔௞ௗ ǡ ݈௔௞௤ ൌ Inductancias mutuas entre los devanados de estator y rotor
݈௙௙ௗ ǡ ݈௞௞ௗ ǡ ݈௞௞௤ ൌ Inductancias propias de los circuitos de rotor
ܴ௔ ൌ Resistencia de armadura por fase
‫ ݌‬ൌ Operador diferencial ݀Ȁ݀‫ݐ‬
ܲ௙ ൌ Número de polos de la máquina
߱௦ ൌ Frecuencia angular de las corrientes del estator en rad eléctricos/s
‫ܭ‬஽ ൌ Factor de desmagnetización, una función de las reactancias de la excitatriz alterna
‫ܨ‬ா௑ ൌ Factor de cargabilidad del rectificador, una función de ‫ܫ‬ே (Corriente de la excitatriz
normalizada)
‫ܭ‬஼ ൌ Factor de cargabilidad del rectificador proporcional a la reactancia de conmutación
ܸைா௅ ൌ Salida del limitador de sobrexcitación
ܸ௎ா௅ ൌ Salida del limitador de subexcitación
ܸௌ ൌ Salida del estabilizador de sistemas de potencia (PSS)
ܸ஼ ൌ Voltaje terminal a la salida del transductor y elementos de compensación de carga
ܴܵ ൌ Velocidad de referencia
‫ܥ‬௏ ൌ Control efectivo del regulador de velocidad en la válvula o en la posición de la compuerta
ܲீ௏ ൌ Potencia en la compuerta o en la válvula de salida
ܲெ ൌ Potencia mecánica
݉ு௉
ሶ ൌ Flujo de la turbina de vapor a alta presión
1
CAPÍTULO I
1 INTRODUCCIÓN
La modelación de los sistemas de control vinculados a las unidades de
generación es cada vez más rigurosa, pues las nuevas tecnologías, regulaciones
y condiciones del mercado requieren que la modelación de estos sistemas de
control sea más minuciosa, con lo cual se puede cumplir con criterios de calidad
demandados en la prestación del servicio eléctrico.
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Configurar una base de datos del Sistema Nacional Interconectado, en la que se
incorporen modelos de los sistemas de control de las unidades de generación,
que hayan sido debidamente validados, con la finalidad de emular de mejor
manera las respuestas dinámicas del sistema de potencia ante contingencias
típicas.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
·
Incorporar a la base de datos del S.N.I., modelos de sistemas de control
de unidades de generación, que hayan sido validados de forma previa ya
sea mediante pruebas en campo o simulaciones digitales.
·
Adaptar modelos de sistemas de control teóricamente adecuados, a
aquellas unidades de generación para las cuales se carezca de
información o ésta sea insuficiente.
·
Verificar el comportamiento dinámico de los modelos de control asociados
a cada unidad de generación, mediante la realización de pruebas de
gabinete para un sistema aislado, para validación de los parámetros.
·
Estructurar una base de datos consolidada sobre la cual se desarrollarán
diversas pruebas de simulación dinámica de fallas tipo para el S.N.I.
2
1.2 ALCANCE
Se procederá a la realización de pruebas funcionales de modelos dinámicos de
los sistemas de control de las unidades de generación del S.N.I., que habiendo
sido desarrollados por consultorías, entregados por agentes o elaborados en tesis
desarrolladas en esta área del conocimiento, serán incorporados en una nueva
base de datos para estudios en el mediano y corto plazo.
Para aquellas unidades de generación en las que no se cuente con información
suficientemente validada, se procederá a adaptar modelos de sistemas de control
teóricamente adecuados, requiriéndose para el efecto la realización de un análisis
del tipo de central, tipo de generador y tipo de mecanismos de control.
Los modelos estructurados serán sometidos a diferentes pruebas de gabinete, en
función de metodologías existentes. El propósito de estas pruebas de gabinete, es
analizar la congruencia de los resultados que se obtengan con respuestas, ya
sean teóricas o registros de pruebas de campo.
El principal aporte del trabajo, se enfoca en la consolidación de una base datos
del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano, siendo necesario someter dicho
producto a diversas pruebas de verificación de resultados de simulaciones de
fenómenos transitorios electromecánicos, vinculados a fallas típicas en el sistema
de potencia.
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El Sistema Eléctrico de Potencia Ecuatoriano está en continuo crecimiento,
debido al constante aumento de la demanda de energía eléctrica, por lo que la
posibilidad de fallas, o la aparición de fenómenos perturbadores en la red, tienen
mayor probabilidad. Bajo este contexto, la realización de estudios de estabilidad,
es relevante en tareas de planificación y operación del Sistema Nacional
Interconectado.
La correcta modelación de los sistemas de control de los componentes del
sistema de potencia, en particular de sus unidades de generación, es de
fundamental importancia en la realización de estudios dinámicos que permitan
3
emular las respuestas del sistema de potencia de la forma más aproximada
posible.
El propósito de mejorar la calidad de los resultados de estudios de estabilidad en
el sistema de potencia, se justifica en la necesidad de evaluar continuamente el
comportamiento esperado ante diversas situaciones contingentes, de tal forma de
tomar acciones correctivas de forma oportuna tanto en el ámbito de operación
como de planificación
4
CAPÍTULO II
2 MARCO TEÓRICO
En el presente capítulo se describe brevemente el sustento teórico involucrado en
la elaboración del presente proyecto.
2.1 LA MÁQUINA SINCRÓNICA [1], [2], [3]
La máquina sincrónica trifásica que opera como generador de corriente alterna,
impulsada por una turbina para la conversión de energía mecánica en energía
eléctrica, es la principal fuente de generación de potencia eléctrica en el mundo.
En esta parte del capítulo se realiza una descripción breve de la máquina
sincrónica trifásica operando como generador, enfocándose en los conceptos de
su funcionamiento, y en sus principales características.
2.1.1 DESCRIPCIÓN FÍSICA
Las dos partes principales de una máquina sincrónica son estructuras
ferromagnéticas.
La parte estacionaria, que es esencialmente un cilindro hueco, se llama estator o
armadura, éste tiene ranuras longitudinales en las que hay devanados trifásicos
sinusoidalmente divididos. Las vueltas de estos devanados son equitativamente
distribuidas sobre los pares de polos, y los ejes de cada fase están separados
ʹߨȀ͵ radianes eléctricos. Estos devanados tienen la función de llevar la corriente
generada, para suministrar a la carga eléctrica.
El rotor es la parte de la máquina que se monta sobre un eje y rota dentro del
estator hueco. El devanado sobre el rotor, llamado devanado de campo, se
alimenta con corriente continua, y tiene la función de producir un campo
magnético que induce un voltaje alterno en los devanados de la armadura.
La sección transversal del rotor puede ser de polos salientes o de forma cilíndrica.
La construcción de polos salientes es más usada para aplicaciones de baja
5
velocidad, donde el diámetro del rotor puede ser grande para acomodar un gran
número de polos; mientras que el rotor cilíndrico es preferido en aplicaciones de
alta velocidad, donde el diámetro del rotor tiene que ser reducido para soportar el
esfuerzo mecánico de las fuerzas centrífugas dentro de límites aceptables.
En la Figura 2.1 se muestra la sección transversal de máquinas sincrónicas, de
rotor de polos salientes y rotor cilíndrico de cuatro polos.
Figura 2.1 Sección transversal de máquinas sincrónicas de cuatro polos [2]
2.1.2 DESCRIPCIÓN MATEMÁTICA
El siguiente análisis matemático es para una máquina sincrónica ideal con dos
polos, donde el eje del polo norte es llamado eje directo o eje d, mientras que el
eje en cuadratura o eje q, es definido 90º eléctricos en adelanto del eje d.
En el desarrollo de ecuaciones para la máquina sincrónica, son realizadas las
siguientes suposiciones:
a) Los devanados del estator son distribuidos sinusoidalmente a lo largo del
entrehierro considerando los efectos mutuos entre el rotor y el estator.
b) Las ranuras del estator provocan una variación no apreciable de las
inductancias del rotor con la posición del rotor.
c) El efecto de histéresis magnética es despreciable.
d) Los efectos de la saturación magnética son despreciables.
6
e) Las relaciones flujo magnético - corriente son de tipo lineal.
En la Figura 2.2 se muestra los circuitos involucrados en el análisis de la máquina
sincrónica.
Figura 2.2 Circuitos del estator y rotor de una máquina sincrónica [3]
Donde:
ܽǡ ܾǡ ܿǣ Devanados de fase del estator
݂݀ǣ Devanado de campo
݇݀ǣ Circuito amortiguador del eje d
݇‫ݍ‬ǣ Circuito amortiguador del eje q
݇ ൌ ͳǡ ʹǡ ǥ ݊Ǣ ݊ǣ Número de circuitos amortiguadores
ߠǣ Ángulo por el cual el eje d adelanta al eje magnético del devanado de la fase a, rad eléctricos
߱௥ ǣ Velocidad angular del rotor, rad eléctricos/s
2.1.3 ECUACIONES BÁSICAS
Las variaciones en las inductancias, son causadas por las variaciones en la
permeabilidad del camino del flujo magnético, debido a la no uniformidad del
entrehierro. El flujo producido por un devanado del estator, sigue el siguiente
camino: primero a través del hierro del estator, luego a través del entrehierro,
después a través del hierro del rotor, y finalmente de vuelta a través del
7
entrehierro. Las variaciones en la permeabilidad ࣪ de esta trayectoria, en función
de la posición del rotor, se puede aproximar como:
࣪ ൌ ࣪଴ ൅ ࣪ଶ …‘• ʹߙ
(2.1)
En la ecuación (2.1), ߙ es la distancia angular desde el eje directo, a lo largo de la
periferia como se muestra en la Figura 2.3:
Figura 2.3 Variación de la permeabilidad con la posición del rotor [3]
2.1.3.1 Ecuaciones del Circuito del Estator
Las ecuaciones de voltaje de las tres fases son:
݁௔ ൌ
݀߰௔
െ ܴ௔ ݅௔ ൌ ‫߰݌‬௔ െ ܴ௔ ݅௔
݀‫ݐ‬
݁௕ ൌ ‫߰݌‬௕ െ ܴ௔ ݅௕
(2.2)
݁௖ ൌ ‫߰݌‬௖ െ ܴ௔ ݅௖
Las concatenaciones de flujo en el devanado de la fase a para cualquier instante
esta dado por:
߰௔ ൌ െ݈௔௔ ݅௔ െ ݈௔௕ ݅௕ െ ݈௔௖ ݅௖ ൅ ݈௔௙ௗ ݅௙ௗ ൅ ݈௔௞ௗ ݅௞ௗ ൅ ݈௔௞௤ ݅௞௤
(2.3)
Las unidades usadas para las variables de la ecuación (2.3), son webers, henrios
y amperios, respectivamente. En esta ecuación todas las inductancias son función
de la posición del rotor, y por lo tanto son variables en el tiempo.
8
Expresiones similares se hallan para las concatenaciones de flujo de los
devanados de las fases b y c.
2.1.3.1.1 Inductancias Propias del Estator
La inductancia propia ݈௔௔ es igual a la relación del flujo que enlaza el devanado de
la fase a con la corriente ݅௔ . Esta inductancia es directamente proporcional a la
permeabilidad, y será máxima para ߠ ൌ Ͳι, mínima para ߠ ൌ ͻͲι, máxima
nuevamente para ߠ ൌ ͳͺͲι, y así sucesivamente.
La inductancia propia total ݈௔௔ está dada por la suma de la inductancia propia ݈௚௔௔
de la fase a debido al flujo en el entrehierro, más la inductancia de dispersión ‫ܮ‬௔௟ ,
debido al flujo de dispersión, que es aquel que no atraviesa el entrehierro.
݈௔௔ ൌ ‫ܮ‬௔௟ ൅ ݈௚௔௔
݈௔௔ ൌ ‫ܮ‬௔௟ ൅ ‫ܮ‬௚଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹߠ
(2.4)
݈௔௔ ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹߠ
De manera similar se obtienen expresiones para las fases b y c, pero se incluye
un desfasamiento con respecto a la fase a, de 120º y 240º respectivamente.
ʹߨ
൰
͵
ʹߨ
ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹ ൬ߠ ൅ ൰
͵
݈௕௕ ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹ ൬ߠ െ
݈௖௖
(2.5)
2.1.3.1.2 Inductancias Mutuas del Estator
La inductancia mutua entre la fase a y la fase b, debido al flujo en el entrehierro
está dada por la expresión:
ͳ
ʹߨ
݈௚௔௕ ൌ െ ‫ܮ‬௚଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕ଶ …‘• ൬ʹߠ െ ൰
ʹ
͵
(2.6)
La inductancia mutua total ݈௔௕ es igual a la suma de la inductancia ݈௚௔௕ , más la
inductancia debido a una cantidad muy pequeña de flujo mutuo alrededor de los
extremos de los devanados, que no atraviesa el entrehierro.
9
ʹߨ
൰
͵
ߨ
ൌ െ‫ܮ‬௔௕଴ െ ‫ܮ‬௔௕ଶ …‘• ቀʹߠ ൅ ቁ
͵
݈௔௕ ൌ ݈௕௔ ൌ െ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕ଶ …‘• ൬ʹߠ െ
݈௔௕ ൌ ݈௕௔
(2.7)
De igual manera se obtiene expresiones para las otras fases:
݈௕௖ ൌ ݈௖௕ ൌ െ‫ܮ‬௔௕଴ െ ‫ܮ‬௔௕ଶ …‘•ሺʹߠ െ ߨሻ
ߨ
݈௖௔ ൌ ݈௔௖ ൌ െ‫ܮ‬௔௕଴ െ ‫ܮ‬௔௕ଶ …‘• ቀʹߠ െ ቁ
͵
(2.8)
2.1.3.1.3 Inductancias Mutuas entre los Devanados del Estator y los Devanados del
Rotor
Con las variaciones en el entrehierro, debido a que las ranuras del estator son
omitidas, los circuitos del rotor ven una permeabilidad constante. Por lo tanto, la
situación para este caso, no es uno de variación de permeabilidad, sino más bien
que la variación de la inductancia mutua es debido al movimiento relativo entre los
devanados.
Cuando un devanado del estator está alineado con un devanado del rotor, el flujo
que enlaza estos dos devanados es máximo, y por ende también lo es la
inductancia mutua entre ellos. Cuando los dos devanados están desplazados 90º,
el flujo de enlace, y la inductancia mutua es cero.
Con una distribución sinusoidal de la ݂݉݉ (fuerza magnetomotriz) y las ondas de
flujos magnéticos, se tiene:
݈௔௙ௗ ൌ ‫ܮ‬௔௙ௗ …‘• ߠ
݈௔௞௤
݈௔௞ௗ ൌ ‫ܮ‬௔௞ௗ …‘• ߠ
ߨ
ൌ ‫ܮ‬௔௞௤ …‘• ቀߠ ൅ ቁ ൌ െ‫ܮ‬௔௞௤ •‹ ߠ
ʹ
(2.9)
Para considerar la inductancia mutua entre el devanado de la fase b y los circuitos
del rotor, ߠ se sustituye por ߠ െ ʹߨȀ͵; y para el devanado de la fase c, ߠ se
sustituye por ߠ ൅ ʹߨȀ͵. Ahora se tiene expresiones para todas las inductancias
que aparecen en las ecuaciones de voltaje del estator. Sustituyendo las
expresiones de estas inductancias en la ecuación (2.3), se obtiene:
10
ߨ
߰௔ ൌ െ݅௔ ሾ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹߠሿ ൅ ݅௕ ቂ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ቀʹߠ ൅ ቁቃ
͵
ߨ
൅ ݅௖ ቂ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ቀʹߠ െ ቁቃ ൅ ݅௙ௗ ‫ܮ‬௔௙ௗ …‘• ߠ ൅݅௞ௗ ‫ܮ‬௔௞ௗ …‘• ߠ
͵
(2.10)
െ ݅௞௤ ‫ܮ‬௔௞௤ •‹ ߠ
De la misma manera se tiene para las fases b y c:
ߨ
ʹߨ
߰௕ ൌ ݅௔ ቂ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ቀʹߠ ൅ ቁቃ െ ݅௕ ൤‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹ ൬ߠ െ ൰൨
͵
͵
൅ ݅௖ ሾ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘•ሺʹߠ െ ߨሻሿ
ʹߨ
ʹߨ
൰ ൅݅௞ௗ ‫ܮ‬௔௞ௗ …‘• ൬ߠ െ ൰
͵
͵
ʹߨ
െ ݅௞௤ ‫ܮ‬௔௞௤ •‹ ൬ߠ െ ൰
͵
൅ ݅௙ௗ ‫ܮ‬௔௙ௗ …‘• ൬ߠ െ
ߨ
߰௖ ൌ ݅௔ ቂ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ቀʹߠ െ ቁቃ ൅ ݅௕ ሾ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘•ሺʹߠ െ ߨሻሿ
͵
ʹߨ
െ ݅௖ ൤‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ …‘• ʹ ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
ʹߨ
ʹߨ
൅ ݅௙ௗ ‫ܮ‬௔௙ௗ …‘• ൬ߠ ൅ ൰ ൅݅௞ௗ ‫ܮ‬௔௞ௗ …‘• ൬ߠ ൅ ൰
͵
͵
ʹߨ
െ ݅௞௤ ‫ܮ‬௔௞௤ •‹ ൬ߠ ൅ ൰
͵
(2.11)
(2.12)
2.1.3.2 Ecuaciones del Circuito del Rotor
Las ecuaciones de voltaje de los circuitos del rotor son:
݁௙ௗ ൌ ‫߰݌‬௙ௗ ൅ ܴ௙ௗ ݅௙ௗ
Ͳ ൌ ‫߰݌‬௞ௗ ൅ ܴ௞ௗ ݅௞ௗ
(2.13)
Ͳ ൌ ‫߰݌‬௞௤ ൅ ܴ௞௤ ݅௞௤
Los circuitos del rotor ven una permeabilidad constante, debido a que la
estructura del estator es cilíndrica. Por lo tanto, las inductancias propias de los
circuitos del rotor, y las inductancias mutuas entre sí, no varían con la posición del
rotor. Sólo las inductancias mutuas del rotor al estator varían periódicamente en
función del valor de ߠ, y esto de acuerdo a las ecuaciones (2.9).
11
Las concatenaciones de flujo de los circuitos del rotor se expresan de la siguiente
manera:
߰௙ௗ ൌ ‫ܮ‬௙௙ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௙௞ௗ ݅௞ௗ െ ‫ܮ‬௔௙ௗ ൤݅௔ …‘• ߠ ൅ ݅௕ …‘• ൬ߠ െ
߰௞ௗ ൌ ‫ܮ‬௙௞ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௞௞ௗ ݅௞ௗ െ ‫ܮ‬௔௞ௗ ൤݅௔ …‘• ߠ ൅ ݅௕ …‘• ൬ߠ െ
߰௞௤ ൌ ‫ܮ‬௞௞௤ ݅௞௤ ൅ ‫ܮ‬௔௞௤ ൤݅௔ •‹ ߠ ൅ ݅௕ •‹ ൬ߠ െ
2.1.4 LA TRANSFORMACIÓN DQ0
ʹߨ
ʹߨ
൰ ൅ ݅௖ …‘• ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
ʹߨ
ʹߨ
൰ ൅ ݅௖ …‘• ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
ʹߨ
ʹߨ
൰ ൅ ݅௖ •‹ ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
(2.14)
(2.15)
(2.16)
Las ecuaciones (2.2) y las ecuaciones (2.10) a (2.12) asociadas con los circuitos
del estator, junto con las ecuaciones (2.13) a (2.16) asociados con los circuitos del
rotor, describen completamente el comportamiento eléctrico de una máquina
sincrónica. Sin embargo, estas ecuaciones contienen términos de inductancia, los
cuales varían con el ángulo ߠ, y éstos a su vez varían con el tiempo. Esto
introduce una complejidad considerable en la solución de problemas de la
máquina y del sistema eléctrico. Una forma mucho más simple, que conduce a
una imagen física más clara, se obtiene mediante una transformación apropiada
de las variables del estator.
Se observa en las ecuaciones (2.14) a (2.16), que las corrientes del estator se
combinan de una forma conveniente en cada eje. Esto sugiere la transformación
de las corrientes de fase del estator en nuevas variables, tal como se muestra a
continuación:
ʹߨ
ʹߨ
൰ ൅ ݅௖ …‘• ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
ʹߨ
ʹߨ
݅௤ ൌ െ݇௤ ൤݅௔ •‹ ߠ ൅ ݅௕ •‹ ൬ߠ െ ൰ ൅ ݅௖ •‹ ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
݅ௗ ൌ ݇ௗ ൤݅௔ …‘• ߠ ൅ ݅௕ …‘• ൬ߠ െ
(2.17)
Las constantes ݇ௗ y ݇௤ son arbitrarias, y sus valores se escogen para simplificar
los coeficientes numéricos en las ecuaciones de representación. Con ݇ௗ y ݇௤ igual
12
a 2/3, para condiciones sinusoidales balanceadas, los valores pico ݅ௗ e ݅௤ son
iguales al valor pico de la corriente del estator.
Para una condición balanceada:
݅௔ ൌ ‫ܫ‬௠ •‹ ߱௦ ‫ݐ‬
ʹߨ
൰
͵
ʹߨ
݅௖ ൌ ‫ܫ‬௠ •‹ ൬߱௦ ‫ ݐ‬൅ ൰
͵
݅௕ ൌ ‫ܫ‬௠ •‹ ൬߱௦ ‫ ݐ‬െ
(2.18)
Al realizar la sustitución en la expresión de ݅ௗ de las ecuaciones (2.17), se tiene:
ʹߨ
ʹߨ
൰ …‘• ൬ߠ െ ൰
͵
͵
ʹߨ
ʹߨ
൅ ‫ܫ‬௠ •‹ ൬߱௦ ‫ ݐ‬൅ ൰ …‘• ൬ߠ ൅ ൰൨
͵
͵
͵
݅ௗ ൌ ݇ௗ ‫ܫ‬௠ •‹ሺ߱௦ ‫ ݐ‬െ ߠሻ
ʹ
݅ௗ ൌ ݇ௗ ൤‫ܫ‬௠ •‹ ߱௦ ‫ ߠ •‘… ݐ‬൅ ‫ܫ‬௠ •‹ ൬߱௦ ‫ ݐ‬െ
(2.19)
Para que el valor pico de ݅ௗ sea igual a ‫ܫ‬௠ , ݇ௗ debe ser igual a 2/3.
De forma similar para una condición balanceada, se tiene para la expresión de ݅௤
de la ecuación (2.17):
͵
݅௤ ൌ െ݇௤ ‫ܫ‬௠ …‘•ሺ߱௦ ‫ ݐ‬െ ߠሻ
ʹ
(2.20)
Una vez más, ݇௤ es igual a 2/3, resultando el valor máximo de ݅௤ , y siendo igual al
valor pico de la corriente del estator.
Para dar un completo grado de libertad, una tercera componente debe definirse
de manera que las corrientes trifásicas se transformen en tres variables. Dado
que ambas componentes de corriente ݅ௗ e ݅௤ , producen un campo idéntico al
producido por el conjunto original de corrientes de fase, la tercera componente
debe producir un campo no espacial en el entrehierro. Por lo tanto, una tercera
variable conveniente es la corriente de secuencia cero ݅଴ , la cual es asociada con
las componentes simétricas.
13
ͳ
݅଴ ൌ ሺ ݅௔ ൅ ݅௕ ൅ ݅௖ ሻ
͵
(2.21)
Bajo condiciones balaceadas ݅௔ ൅ ݅௕ ൅ ݅௖ ൌ Ͳ y, por lo tanto, ݅଴ ൌ ͲǤ
La transformación de las variables de fase abc a variables dq0, puede ser escrito
en forma matricial de la siguiente manera:
‫ߠ •‘… ۍ‬
݅ௗ
ʹ‫ێ‬
൥݅௤ ൩ ൌ ‫ێ‬െ •‹ ߠ
͵‫ێ‬
݅଴
‫ͳ ێ‬
‫ʹ ۏ‬
ʹߨ
ʹߨ
൰
…‘• ൬ߠ ൅ ൰ ‫ې‬
͵
͵ ‫݅ ۑ‬
௔
ʹߨ
ʹߨ
െ •‹ ൬ߠ െ ൰ െ•‹ ൬ߠ ൅ ൰‫ ۑ‬൥݅௕ ൩
͵
͵ ‫݅ ۑ‬
௖
ͳ
ͳ
‫ۑ‬
‫ے‬
ʹ
ʹ
…‘• ൬ߠ െ
(2.22)
La transformación inversa está dada por:
…‘• ߠ
െ •‹ ߠ
ͳ
‫ۍ‬
‫݅ ې‬
ʹߨ
ʹߨ
݅௔
ʹ ‫ •‘…ێ‬൬ߠ െ ൰ െ •‹ ൬ߠ െ ൰ ͳ‫ ۑ‬ௗ
൥ ݅௕ ൩ ൌ ‫ێ‬
͵
͵
‫ ۑ‬൥ ݅௤ ൩
͵
ʹߨ
ʹߨ
݅௖
‫ێ‬
‫݅ ۑ‬଴
‫ •‘…ۏ‬൬ߠ ൅ ͵ ൰ െ •‹ ൬ߠ ൅ ͵ ൰ ͳ‫ے‬
(2.23)
Las transformaciones anteriores también se aplican para las concatenaciones de
flujo y los voltajes.
2.1.4.1 Concatenaciones de Flujo del Estator en Componentes dq0
Utilizando las expresiones de ߰௔ ǡ ߰௕ y ߰௖ dadas en la ecuaciones (2.10), (2.11) y
(2.12), transformando las concatenaciones de flujo y las corrientes en
componentes dq0 (uso de ecuación (2.22)), y con una adecuada reducción de
términos que contienen funciones trigonométricas, se obtiene las siguientes
expresiones:
͵
߰ௗ ൌ െ ൬‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ ൰ ݅ௗ ൅ ‫ܮ‬௔௙ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௔௞ௗ ݅௞ௗ
ʹ
͵
߰௤ ൌ െ ൬‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕଴ െ ‫ܮ‬௔௔ଶ ൰ ݅௤ ൅ ‫ܮ‬௔௞௤ ݅௞௤
ʹ
߰଴ ൌ െሺ‫ܮ‬௔௔଴ െ ʹ‫ܮ‬௔௕଴ ሻ݅଴
(2.24)
(2.25)
(2.26)
14
Definiendo las nuevas inductancias:
͵
‫ܮ‬ௗ ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕଴ ൅ ‫ܮ‬௔௔ଶ
ʹ
͵
‫ܮ‬௤ ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ ൅ ‫ܮ‬௔௕଴ െ ‫ܮ‬௔௔ଶ
ʹ
‫ܮ‬଴ ൌ ‫ܮ‬௔௔଴ െ ʹ‫ܮ‬௔௕଴
(2.27)
(2.28)
(2.29)
Las ecuaciones de las concatenaciones de flujo se convierten en:
߰ௗ ൌ െ‫ܮ‬ௗ ݅ௗ ൅ ‫ܮ‬௔௙ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௔௞ௗ ݅௞ௗ
߰௤ ൌ െ‫ܮ‬௤ ݅௤ ൅ ‫ܮ‬௔௞௤ ݅௞௤
߰଴ ൌ െ‫ܮ‬଴ ݅଴
(2.30)
(2.31)
(2.32)
Las componentes dq0 de las concatenaciones de flujo del estator, son
relacionadas con las componentes de las corrientes del estator y rotor a través de
inductancias constantes.
2.1.4.2 Concatenaciones de Flujo del Rotor en Componentes dq0
Sustituyendo las expresiones de ݅ௗ e ݅௤ en las ecuaciones (2.14) a (2.16) se
obtiene:
͵
߰௙ௗ ൌ ‫ܮ‬௙௙ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௙௞ௗ ݅௞ௗ െ ‫ܮ‬௔௙ௗ ݅ௗ
ʹ
͵
߰௞ௗ ൌ ‫ܮ‬௙௞ௗ ݅௙ௗ ൅ ‫ܮ‬௞௞ௗ ݅௞ௗ െ ‫ܮ‬௔௞ௗ ݅ௗ
ʹ
͵
߰௞௤ ൌ ‫ܮ‬௞௞௤ ݅௞௤ െ ‫ܮ‬௔௞௤ ݅௤
ʹ
(2.33)
(2.34)
(2.35)
Otra vez, todas las inductancias son vistas como constantes, es decir, éstas son
independientes de la posición del rotor. Además, es interesante notar que ݅଴ no
aparece en las ecuaciones de las concatenaciones de flujo del rotor. Esto es
porque las componentes de secuencia cero de las corrientes de armadura no
producen una ݂݉݉ neta a través del entrehierro.
15
2.1.4.3 Ecuaciones de Voltaje del Estator en Componentes dq0
Las ecuaciones (2.2), son las ecuaciones básicas para los voltajes de fase en
términos de las concatenaciones de flujo, y las corrientes en cada fase. Aplicando
la transformación dq0 en la ecuación (2.22), las siguientes expresiones en
términos de componentes transformados de voltaje, concatenaciones de flujo y
corrientes resultan:
݁ௗ ൌ ‫߰݌‬ௗ െ ߰௤ ‫ ߠ݌‬െ ܴ௔ ݅ௗ
݁௤ ൌ ‫߰݌‬௤ ൅ ߰ௗ ‫ ߠ݌‬െ ܴ௔ ݅௤
(2.36)
݁଴ ൌ ‫߰݌‬଴ െ ܴ௔ ݅଴
El ángulo ߠ, como fue definido en la Figura 2.2, es el ángulo entre el eje de la fase
a y el eje d. El término ‫ ߠ݌‬en las ecuaciones anteriores, representa la velocidad
angular ߱௥ del rotor. Para un sistema de 60 Hz bajo condiciones de estado
estable ‫ ߠ݌‬ൌ ߱௥ ൌ ߱௦ ൌ ʹߨ ‫ כ‬͸Ͳ ൌ ͵͹͹‫݀ܽݎ‬Ȁ‫ݏ‬.
2.1.4.4 Potencia Eléctrica y Torque
La potencia eléctrica instantánea trifásica a la salida del estator es:
ܲ௧ ൌ ݁௔ ݅௔ ൅ ݁௕ ݅௕ ൅ ݁௖ ݅௖
(2.37)
Cambiando los voltajes y corrientes de fase en términos de componentes dq0, se
tiene:
ܲ௧ ൌ
͵
൫݁ ݅ ൅ ݁௤ ݅௤ ൅ ʹ݁଴ ݅଴ ൯
ʹ ௗௗ
(2.38)
Para una operación balanceada, ݁଴ ൌ ݅଴ ൌ Ͳǡ y la expresión para la potencia está
dada por:
ܲ௧ ൌ
͵
൫݁ ݅ ൅ ݁௤ ݅௤ ൯
ʹ ௗௗ
(2.39)
El torque electromagnético puede ser determinado a partir de la consideración
básica de la acción de fuerzas en los conductores, siendo el producto de las
corrientes y del flujo. Si no, puede ser derivado por el desarrollo de una expresión
para la potencia transferida a través del entrehierro.
16
Utilizando las ecuaciones (2.36) para expresar las componentes del voltaje en
términos de las concatenaciones de flujo y de las corrientes, además de
reconocer ߱௥ como la velocidad del rotor ݀ߠȀ݀‫ݐ‬ǡ y reordenando se tiene:
͵
ܲ௧ ൌ ൣ൫݅ௗ ‫߰݌‬ௗ ൅ ݅௤ ‫߰݌‬௤ ൅ ʹ݅଴ ‫߰݌‬଴ ൯ ൅ ൫߰ௗ ݅௤ െ ߰௤ ݅ௗ ൯߱௥ െ ൫݅ௗଶ ൅ ݅௤ଶ ൅ ʹ݅଴ଶ ൯ܴ௔ ൧
ʹ
ܲ௧ ൌ ሺܶܽ‫݃ݎ݈݁݊݁ܽ݁݀݊×݅ܿܽ݅ݎܽݒ݁݀ܽݏ‬Àܽ݉ܽ݃݊±‫ ܽݎݑ݀ܽ݉ݎܽ݁݀ܽܿ݅ݐ‬ሻ
൅ ሺܲ‫ݒܽݎݐܽܽ݀݅ݎ݂݁ݏ݊ܽݎݐܽ݅ܿ݊݁ݐ݋‬±‫݋ݎݎ݄݁݅݁ݎݐ݈݊݁݁݀ݏ‬ሻ
(2.40)
െ ሺܲ±‫ܽݎݑ݀ܽ݉ݎܽ݁݀ܽ݅ܿ݊݁ݐݏ݅ݏ݁ݎ݈ܽܽ݋ܾ݀݅݁݀ݏܽ݀݅݀ݎ‬ሻ
El torque en el entrehierro ܶ௘ es obtenido al dividir la potencia transferida a través
del entrehierro, para la velocidad del rotor en radianes mecánicos por segundo.
߱௥
͵
ܶ௘ ൌ ൫߰ௗ ݅௤ െ ߰௤ ݅ௗ ൯
ʹ
߱௠௘௖௛
ܲ௙
͵
ܶ௘ ൌ ൫߰ௗ ݅௤ െ ߰௤ ݅ௗ ൯ ʹ
ʹ
(2.41)
Las ecuaciones (2.30) a (2.35), dadas para las concatenaciones de flujo
asociados con los circuitos del estator y rotor, las ecuaciones (2.36) para los
voltajes en el estator, las ecuaciones (2.13) para los voltajes en el rotor, y la
ecuación (2.41) para el torque, describen la representación dinámica de la
máquina en términos de componentes dq0. Las ecuaciones en términos de
componentes dq0 son referidas como las ecuaciones de Park.
2.2 TEORÍA DE SISTEMAS DE CONTROL [4], [5]
2.2.1 COMPONENTES BÁSICOS DE UN SISTEMA DE CONTROL
Los componentes básicos que definen un sistema de control son:
·
Objetivos de control
·
Componentes del sistema de control
·
Resultados
La relación entre los tres componentes se muestra en la Figura 2.4. Los objetivos
se pueden identificar como entradas, o señales actuantes, mientras que a los
17
resultados también se les denomina como salidas o variables controladas. En
forma general, el propósito de un sistema de control, es controlar las salidas de
alguna forma prescrita mediante las entradas, a través de los elementos del
sistema de control.
Figura 2.4 Componentes básicos de un sistema de control [4]
2.2.2 FUNCIÓN DE TRANSFERENCIA
La función de transferencia de un sistema descrito mediante una ecuación
diferencial lineal e invariante en el tiempo, se define como el cociente entre la
transformada de Laplace de la salida, y la transformada de Laplace de la entrada,
y esto bajo la suposición de que todas las condiciones iniciales son cero.
Considerando el sistema lineal e invariante en el tiempo definido por la siguiente
ecuación diferencial:
ܽ଴
݀ ௡ ‫ݕ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
݀ ௡ିଵ ‫ݕ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
݀‫ݕ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
൅
ܽ
൅ ‫ ڮ‬൅ ܽ௡ିଵ
൅ ܽ ௡ ‫ݕ‬ሺ ‫ ݐ‬ሻ
ଵ
௡
௡ିଵ
݀‫ݐ‬
݀‫ݐ‬
݀‫ݐ‬
݀ ௠ ‫ݑ‬ሺ‫ ݐ‬ሻ
݀ ௠ିଵ ‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
݀‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
൅
ܾ
൅ ‫ ڮ‬൅ ܾ௠ିଵ
ଵ
௠
௠ିଵ
݀‫ݐ‬
݀‫ݐ‬
݀‫ݐ‬
൅ ܾ௠ ‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻሺ݊ ൒ ݉ሻ
ൌ ܾ଴
(2.42)
Donde ‫ݕ‬ሺ‫ݐ‬ሻ es la salida del sistema y ‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ es la entrada del mismo. La función de
transferencia para este sistema está dado por:
‫ ܽ݅ܿ݊݁ݎ݂݁ݏ݊ܽݎܶ݁݀݊×݅ܿ݊ݑܨ‬ൌ ‫ ܩ‬ሺ‫ݏ‬ሻ ൌ ࣦ ሾ‫݈ܽ݀݅ܽݏ‬ሿ
ቤ
ࣦ ሾ݁݊‫ܽ݀ܽݎݐ‬ሿ ௖௢௡ௗ௜௖௜௢௡௘௦௜௡௜௖௜௔௟௘௦௖௘௥௢
ܻሺ‫ݏ‬ሻ ܾ଴ ‫ ݏ‬௠ ൅ ܾଵ ‫ ݏ‬௠ିଵ ൅ ‫ ڮ‬൅ ܾ௠ିଵ ‫ ݏ‬൅ ܾ௠
ൌ
‫ ܽ݅ܿ݊݁ݎ݂݁ݏ݊ܽݎܶ݁݀݊×݅ܿ݊ݑܨ‬ൌ
ܽ଴ ‫ ݏ‬௡ ൅ ܽଵ ‫ ݏ‬௡ିଵ ൅ ‫ ڮ‬൅ ܽ௡ିଵ ‫ ݏ‬൅ ܽ௡
ܷ ሺ‫ ݏ‬ሻ
(2.43)
Al usar el concepto de función de transferencia, es posible representar la
dinámica de un sistema por medio de ecuaciones algebraicas en el dominio de s.
18
Si la potencia más alta de s en el denominador de la función de transferencia es
igual a n, el sistema es denominado sistema de n-ésimo orden.
2.2.3 DIAGRAMAS DE BLOQUES
El diagrama de bloques de un sistema, es una representación gráfica de las
funciones que desempeña cada componente y del flujo de señales. Este diagrama
presenta las interrelaciones que existen entre los distintos componentes. A
diferencia de una representación matemática puramente abstracta, un diagrama
de bloques tiene la ventaja de indicar de manera más realista los flujos de señal
del sistema real.
En un diagrama de bloques todas las variables del sistema están vinculadas entre
sí, a través de bloques funcionales. Un bloque funcional o simplemente bloque, es
un gráfico que sirve para representar una operación matemática, la cual al actuar
con la señal de entrada produce la señal de salida.
En la Figura 2.5, se muestra la representación de un diagrama de bloques. La
punta de flecha que apunta hacia el bloque indica la entrada, mientras que la
punta de fecha que apunta hacia fuera del bloque representa la salida. Estas
fechas se denominan señales.
Figura 2.5 Elementos de un diagrama de bloques [5]
La dimensión de la señal de salida del bloque, es la dimensión de la señal de
entrada multiplicada por la dimensión de la función de transferencia del bloque.
2.2.4 CONTROLADORES AUTOMÁTICOS
Un controlador automático compara el valor actual de la salida de una planta con
el valor de la entrada de referencia (valor deseado), determina la desviación, y
19
produce una señal de control que reduce esta desviación a cero, o a un valor
pequeño.
En la Figura 2.6 se muestra un ejemplo de un diagrama de bloques para un
sistema de control industrial, el cual está constituido de un controlador automático,
un actuador, una planta y un sensor (elemento de medición).
Figura 2.6 Diagrama de bloques para un sistema de control industrial [5]
El controlador detecta la señal de error, que generalmente está a un nivel de
potencia bajo, y la amplifica a un nivel lo suficientemente alto. La salida de un
controlador automático se alimenta a un actuador, como un motor o una válvula
neumáticos, un motor eléctrico, entre otros. El sensor, o elemento de medición, es
un dispositivo que convierte la variable de salida en otra variable manejable, como
un desplazamiento, una presión o un voltaje, que pueda usarse para comparar la
salida con la señal de entrada de referencia.
2.2.4.1 Clasificación de los Controladores Industriales
Los controladores industriales de acuerdo a sus acciones de control, se pueden
clasificar en:
·
Controlador de dos posiciones o de encendido/apagado (on/off)
·
Controlador proporcional
·
Controlador integral
·
Controlador proporcional-integral
·
Controlador proporcional-derivativo
·
Controlador proporcional-integral-derivativo
20
2.2.4.1.1 Acción de Control de Dos Posiciones o de On/Off
En un sistema de control de dos posiciones, el elemento de accionamiento sólo
tiene dos posiciones fijas, que son, en la mayoría de casos, de encendido y de
apagado.
En la Figura 2.7, se muestra el diagrama de bloques para un controlador de dos
posiciones, en éste la señal de salida es ‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ, y la señal de error es ݁ሺ‫ݐ‬ሻ. La señal
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ permanece en un valor máximo ó mínimo, y esto dependiendo si la señal ݁ሺ‫ݐ‬ሻ
es positiva ó negativa, de modo que:
ܷǡ
‫ ݑ‬ሺ‫ ݐ‬ሻ ൌ ൜ ଵ
ܷଶ ǡ
‫݁ܽݎܽ݌‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൐ Ͳ
‫݁ܽݎܽ݌‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൏ Ͳ
(2.44)
Donde ܷଵ y ܷଶ son constantes. En forma general, el valor de ܷଶ es cero o െܷଵ .
Figura 2.7 Diagrama de bloques de un controlador on-off [5]
2.2.4.1.2 Acción de Control Proporcional
Para un controlador con este tipo de acción de control, la relación entre la salida
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ y la señal de actuación de error ݁ሺ‫ݐ‬ሻ es:
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ‫ܭ‬௣ ݁ሺ‫ݐ‬ሻ
(2.45)
Al aplicar la transformada de Laplace a la ecuación anterior, se tiene:
ܷ ሺ‫ ݏ‬ሻ
ൌ ‫ܭ‬௣
‫ ܧ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ
Donde ‫ܭ‬௣ se denomina la ganancia proporcional.
(2.46)
El controlador de tipo proporcional es en esencia un amplificador con una
ganancia ajustable.
21
2.2.4.1.3 Acción de Control Integral
En un controlador con este tipo de acción de control, el valor de la salida ‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
cambia a una razón proporcional a la señal de actuación de error ݁ሺ‫ݐ‬ሻ. Esto es:
݀‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ
ൌ ‫ܭ‬௜ ݁ሺ‫ݐ‬ሻ
݀‫ݐ‬
௧
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ‫ܭ‬௜ න ݁ሺ‫ݐ‬ሻ݀‫ݐ‬
(2.47)
଴
La función de transferencia, que surge luego de aplicar la transformada de
Laplace, a la segunda expresión de las ecuaciones anteriores, es:
ܷሺ‫ݏ‬ሻ ‫ܭ‬௜
ൌ
‫ݏ‬
‫ ܧ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ
(2.48)
Donde ‫ܭ‬௜ es una constante ajustable.
2.2.4.1.4 Acción de Control Proporcional-Integral
La acción de control para un controlador de este tipo, se define como:
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ‫ܭ‬௣ ݁ሺ‫ݐ‬ሻ ൅
‫ܭ‬௣ ௧
න ݁ሺ‫ݐ‬ሻ݀‫ݐ‬
ܶ௜ ଴
(2.49)
Aplicando la transformada de Laplace a la ecuación anterior, se tiene:
ͳ
ܷ ሺ‫ ݏ‬ሻ
ൌ ‫ܭ‬௣ ൬ͳ ൅ ൰
ܶ௜ ‫ݏ‬
‫ ܧ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ
(2.50)
Donde ܶ௜ es denominado tiempo integral.
2.2.4.1.5 Acción de Control Proporcional-Derivativa
La acción de control para un controlador de este tipo, se define como:
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ‫ܭ‬௣ ݁ሺ‫ݐ‬ሻ ൅ ‫ܭ‬௣ ܶௗ
݀݁ሺ‫ݐ‬ሻ
݀‫ݐ‬
(2.51)
Aplicando la transformada de Laplace a la ecuación anterior, se tiene:
ܷ ሺ‫ ݏ‬ሻ
ൌ ‫ܭ‬௣ ሺͳ ൅ ܶௗ ‫ݏ‬ሻ
‫ ܧ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ
(2.52)
22
Donde ܶௗ es denominado tiempo derivativo.
2.2.4.1.6 Acción de Control Proporcional-Integral-Derivativa
La acción de control para un controlador de este tipo, es la combinación de las
acciones de control proporcional, integral, y derivativa. Esta combinación tiene las
ventajas de cada acción de control en forma individual. La ecuación para esta
acción combinada está dada por:
‫ݑ‬ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ‫ܭ‬௣ ݁ሺ‫ݐ‬ሻ ൅
‫ܭ‬௣ ௧
݀݁ሺ‫ݐ‬ሻ
න ݁ሺ‫ݐ‬ሻ݀‫ ݐ‬൅ ‫ܭ‬௣ ܶௗ
݀‫ݐ‬
ܶ௜ ଴
(2.53)
Aplicando la transformada de Laplace a la ecuación anterior, se tiene:
ܷ ሺ‫ ݏ‬ሻ
ͳ
ൌ ‫ܭ‬௣ ൬ͳ ൅
൅ ܶௗ ‫ݏ‬൰
‫ ܧ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ
ܶ௜ ‫ݏ‬
(2.54)
En la Figura 2.8, se presenta el diagrama de bloques de un controlador
proporcional-integral-derivativo.
Figura 2.8 Diagrama de bloques de un controlador proporcional-integral-derivativo [5]
2.2.5 RESPUESTA
TRANSITORIA
ESTACIONARIO
Y
RESPUESTA
EN
ESTADO
La respuesta en el tiempo de un sistema de control consta de dos partes: la
respuesta transitoria y la respuesta en estado estacionario. La respuesta
transitoria es aquella que va desde el estado inicial al estado final, mientras que la
respuesta en estado estacionario es aquella que se obtiene a la salida del sistema
conforme t tiende al infinito. Así, la respuesta del sistema de control ܿሺ‫ݐ‬ሻ se puede
escribir como:
ܿ ሺ‫ݐ‬ሻ ൌ ܿ௧௥ ൅ ܿ௘௘ ሺ‫ݐ‬ሻ
(2.55)
23
Donde el primer término de la ecuación representa la respuesta transitoria, y el
segundo término corresponde a la respuesta en estado estacionario.
2.2.5.1 Definiciones de las Especificaciones de Respuesta Transitoria
Frecuentemente, las características de rendimiento de un sistema de control son
fijados en cantidades en el dominio del tiempo. Estas características se
especifican en términos de la respuesta transitoria, para una entrada de tipo
escalón unitario, esto debido a que esta entrada es fácil de generar y es
suficientemente drástica.
La respuesta de un sistema de control práctico, exhibe a menudo oscilaciones
amortiguadas antes de alcanzar el estado estacionario. En la especificación de las
características de la respuesta transitoria de un sistema de control para una
entrada escalón unitario, es común especificar lo siguiente:
·
Tiempo de retardo (࢚ࢊ ): Es el tiempo requerido para que la respuesta
alcance por primera vez la mitad del valor final.
·
Tiempo de subida (࢚࢘ ): Es el tiempo requerido para que la respuesta se
eleve del 10% al 90%, del 5% al 95%, ó del 0% al 100% de su valor final.
Para sistemas de segundo orden subamortiguados, en general se utiliza
el tiempo de subida de 0% al 100%, mientras que para sistemas
sobreamortiguados, comúnmente se utiliza de 10% al 90%.
·
Tiempo pico (࢚࢖ ): Es el tiempo requerido para que la respuesta alcance el
primer pico de sobrepaso.
·
Sobrepaso máximo (ࡹ࢖ ): Es el máximo valor del pico de la curva de la
respuesta, medido a partir de la unidad. Si el valor final de la respuesta en
estado estacionario difiere de la unidad, entonces es común utilizar el
porcentaje de sobrepaso máximo. Este se define como:
ܲ‫ ݋݉݅ݔž݉݋ݏܽ݌݁ݎܾ݋ݏ݆݁݀݁ܽݐ݊݁ܿݎ݋‬ൌ
·
ܿ൫‫ݐ‬௣ ൯ െ ܿ ሺλሻ
ൈ ͳͲͲΨ
ܿ ሺλ ሻ
(2.56)
Tiempo de establecimiento (࢚࢙ ): Es el tiempo requerido para que la
curva de respuesta, alcance y permanezca dentro de un intervalo
24
alrededor del valor final del tamaño especificado por el porcentaje
absoluto del valor final (generalmente de 2% a 5%).
En la Figura 2.9, se muestra en forma gráfica las especificaciones antes
mencionadas.
Figura 2.9 Especificaciones en la curva de respuesta a una entrada escalón unitario [5]
Hay que tener en cuenta que no todas estas especificaciones se aplican
necesariamente a cada caso. Por ejemplo, para un sistema sobreamortiguado, las
especificaciones tiempo pico y sobrepaso máximo no se aplican.
2.3 SISTEMAS DE CONTROL DE UNIDADES DE GENERACIÓN
2.3.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN [3], [6], [13]
La función básica de un sistema de excitación, es proveer de corriente continua al
devanado de campo de la máquina sincrónica. Mediante el control de la corriente
de excitación de los generadores de un sistema de potencia, es posible mantener
un comportamiento satisfactorio en lo que respecta a la regulación de los perfiles
de voltaje en las barras que constituyen dicho sistema. Los sistemas de control
asociados a los sistemas de excitación de generadores incluyen funciones de
control y funciones de protección.
25
Las funciones de control principalmente se vinculan al control de voltaje en los
terminales del generador, al flujo de potencia reactiva; y, al mejoramiento de la
estabilidad del sistema de potencia.
Las funciones de protección garantizan que los límites de capacidad de la
máquina sincrónica, sistema de excitación, y otros equipos no sean excedidos.
2.3.1.1 Elementos de un Sistema de Excitación
En la Figura 2.10, se presenta un diagrama de bloques funcional para un sistema
de control de excitación típico, para grandes generadores sincrónicos. Las
principales componentes son:
Figura 2.10 Configuración típica de un Sistema de Excitación [3]
1) Excitatriz: Proporciona la potencia DC al devanado de campo de la
máquina sincrónica, constituyendo la etapa de potencia del sistema de
excitación.
2) Regulador: Procesa y amplifica las señales de entrada de control, a un
nivel y forma apropiada para controlar la excitatriz. Este incluye tanto las
funciones de regulación, como de estabilización del sistema de excitación.
3) Transductor de Voltaje Terminal y Compensador de Carga: Sensa el
voltaje terminal del generador, rectifica y filtra esta señal a una cantidad
26
DC, y la compara con una referencia la cual representa el voltaje terminal
deseado. Además, podría disponer de compensación de carga, si se
desease mantener constante el voltaje en algún punto remoto desde el
terminal del generador.
4) Estabilizador de Sistemas de Potencia (PSS): Proporciona una señal de
entrada adicional al regulador, para amortiguar las oscilaciones del sistema
de potencia.
5) Circuitos Limitadores y de Protección: Estos incluyen un amplio arreglo
de funciones de control y de protección, los cuales aseguran que los límites
de capacidad de la excitatriz del generador sincrónico no sean excedidos.
Algunas de las funciones comúnmente usadas son: el limitador de corriente
de campo, limitador de máxima excitación, limitadores de voltaje terminal,
limitación y regulación V/Hz, limitador de subexcitación, limitador de
sobrexcitación, etc. Estos son circuitos normalmente independientes, y sus
señales de salida podrían ser aplicadas al sistema de excitación en
diferentes lugares de la cadena de control, como una entrada en un punto
de suma o en una entrada de una compuerta.
2.3.1.2 Tipos de Sistemas de Excitación
Los sistemas de excitación en base a la fuente de potencia de excitación usada
se clasifican en tres categorías:
·
Sistemas de Excitación de Corriente Continua (DC)
·
Sistemas de Excitación de Corriente Alterna (AC)
·
Sistemas de Excitación Estáticos
2.3.1.2.1 Sistemas de Excitación de Corriente Continua (DC)
En estos sistemas, la excitatriz es un generador de corriente continua (DC), el
cual provee de corriente al rotor de la máquina sincrónica a través de anillos
rozantes. La excitatriz puede ser impulsada por un motor o por el eje del
generador, así como puede ser autoexcitada o con excitación separada. Cuando
la excitatriz es de tipo autoexcitada, la salida de la excitatriz proporciona su propio
voltaje de campo, en cambio que, cuando es con excitación separada, el campo
27
de la excitatriz es provisto por una excitatriz piloto (generador de imanes
permanentes).
Los reguladores de voltaje para estos sistemas utilizan desde reóstatos, hasta
varias etapas de amplificación magnética o rotativa.
En la Figura 2.11, se muestra una representación esquemática simplificada de un
sistema de excitación DC con un regulador de voltaje con amplificación rotativa
(amplidina). Este se compone de una excitatriz de conmutación DC que
suministra corriente continua al campo del generador principal a través de anillos
rozantes. El campo de la excitatriz se controla mediante una amplidina.
La amplidina provee cambios incrementales al campo de la excitatriz en una
configuración “buck-boost” (reductor-elevador). La salida de la excitatriz provee el
resto de su propio campo por autoexcitación. Si el regulador de la amplidina está
fuera de servicio, la excitatriz es autoexcitada en forma manual a través de un
reóstato de campo.
Figura 2.11 Sistema de Excitación DC con regulador de voltaje con amplidina [3]
El diagrama de bloques dado en el estándar IEEE Std 421.5-2005 para un
Sistema de Excitación DC, se muestra en la Figura 2.12.
Las principales características para este modelo son:
·
Excitatriz DC de campo controlado con actuación continua del regulador
de voltaje.
28
·
La excitatriz puede ser autoexcitada o de excitación separada, siendo la
primera la más común. Cuando es autoexcitada, la ganancia de la
·
excitatriz ‫ܭ‬ா debe ser seteado tal que al inicio ܸோ ൌ Ͳ.
La señal de error de voltaje es amplificado con una ganancia ‫ܭ‬஺ (ganancia
del regulador) y una constante de tiempo ܶ஺ (constante de tiempo del
regulador).
·
·
La señal ܸ௑ es la salida del bloque de saturación, donde el término
ܵ‫ܧ‬ሾ‫ܧ‬ி஽ ሿ es una función no lineal del voltaje de excitación ‫ܧ‬ி஽ .
La señal ܸி es provista por el estabilizador en el lazo menor de
realimentación con una acción derivativa de ganancia ‫ܭ‬ி , y una constante
de tiempo ܶி . La estabilización del sistema también puede ser provista por
un compensador adelanto/atraso en serie, cuyas constantes de tiempo
·
son: ܶ஻ y ܶ஼ .
La señal ܸோ es el voltaje a la salida del regulador, la cual es usada para el
control del voltaje de campo de la excitatriz.
Figura 2.12 Modelo del Sistema de Excitación IEEE DC1A [13]
2.3.1.2.2 Sistemas de Excitación de Corriente Alterna (AC)
En estos sistemas, la excitatriz es un generador de corriente alterna (AC).
Usualmente, la excitatriz se encuentra en el mismo eje del generador sincrónico.
La salida de la excitatriz de tipo AC es rectificada por rectificadores controlados ó
rectificadores no controlados, esto para producir la corriente continua necesaria
para el devanado de campo del generador sincrónico. Estos rectificadores pueden
ser estacionarios o rotativos.
29
Las primeras implementaciones de sistemas de excitación AC, utilizan una
combinación de amplificadores rotativos y magnéticos en los reguladores de
voltaje. Ahora, la mayoría de los nuevos sistemas utilizan amplificadores
electrónicos en los reguladores de voltaje.
Los sistemas de excitación AC pueden tomar muchas formas, y esto depende de
la disposición rectificadora, el método de control de la salida de la excitatriz, y la
fuente de excitación para la excitatriz. Entre las diferentes formas se tiene:
·
Sistema de Excitación AC con Rectificación Estacionaria
·
Sistema de Excitación AC con Rectificación Rotativa
En los Sistemas de Excitación AC con Rectificación Estacionaria, la corriente DC
a la salida del sistema de excitación es alimentada al devanado de campo del
generador sincrónico principal a través de anillos rozantes; en cambio que para un
Sistema de Excitación AC con Rectificación Rotativa, ésta corriente se alimenta
directamente al campo del generador sin necesidad de escobillas ni anillos
rozantes.
En la Figura 2.13, se muestra el diagrama esquemático de un Sistema de
Excitación AC con Rectificación Estacionaria, donde se utiliza un rectificador no
controlado a la salida de la excitatriz. Las principales características para este
sistema son:
·
El regulador de voltaje controla el campo de la excitatriz AC, y a su vez
controla el voltaje de la salida de la excitatriz.
·
La excitatriz AC es impulsada por el rotor del generador sincrónico.
·
La excitatriz AC es de tipo autoexcitada, pues la potencia para su
devanado de campo es derivado del voltaje a la salida de la misma, la
cual es rectificada por tiristores, los cuales son controlados por el
regulador de voltaje.
·
Tiene dos modos independientes de regulación:
§
El regulador de voltaje AC mantiene automáticamente el voltaje
terminal del generador en el valor deseado.
30
§
El regulador de voltaje DC o control manual, mantiene constante el
voltaje de campo del generador, ya sea en situaciones de falla o al ser
necesario la deshabilitación del regulador de voltaje AC.
Figura 2.13 Sistema de Excitación AC con campo controlado [3]
En la Figura 2.14, se presenta el diagrama esquemático de un Sistema de
Excitación AC con Rectificación Rotatoria. Las principales características para
este sistema son:
Figura 2.14 Sistema de Excitación sin escobillas (Brushless) [3]
·
La armadura de la excitatriz AC, una pequeña excitatriz piloto, y el puente
de diodos rotan con el campo del generador sincrónico principal.
31
·
La salida rectificada de la excitatriz piloto energiza el campo estacionario
de la excitatriz AC. Esta excitatriz piloto tiene rotor de imanes
permanentes en el eje del generador.
·
El regulador de voltaje controla el campo estacionario de la excitatriz AC
(controla el puente rectificador de tiristores), que a su vez controla el
campo del generador principal.
·
Este sistema no permite la medición en forma directa del voltaje y la
corriente de campo del generador principal.
El diagrama de bloques dado en el estándar IEEE Std 421.5-2005 para un
Sistema de Excitación AC, se muestra en la Figura 2.15.
Figura 2.15 Sistema de Excitación IEEE AC1A [13]
Las principales características para este modelo son:
·
Excitatriz AC de campo controlado, con rectificación no controlada con
puente de diodos, donde el límite inferior de voltaje de excitación es nulo.
·
Este modelo se aplica para sistemas de excitación con escobillas.
·
La estabilización del sistema es provista por un derivador en lazo menor
de realimentación y/o compensador en atraso o en adelanto en serie.
·
El campo de la excitatriz es suministrado por una excitatriz piloto, y la
fuente de potencia del regulador de voltaje no es afectada por transitorios
externos.
32
2.3.1.2.3 Sistemas de Excitación Estáticos
En estos sistemas todos los componentes son estáticos o estacionarios (no
rotan). Los rectificadores estáticos, controlados o no controlados, proveen la
corriente de excitación en forma directa al campo del generador sincrónico a
través de anillos rozantes.
El suministro de potencia a los rectificadores es desde el generador principal (o la
barra de servicios auxiliares), y esto a través de un transformador reductor que
lleva el voltaje a un nivel adecuado, en algunos casos toma el voltaje de
devanados auxiliares del generador.
Los tres Sistemas de Excitación Estáticos que han sido ampliamente usados son:
·
Sistema de Excitación Estático a Rectificador Controlado con Fuente de
Potencial
·
Sistema de Excitación Estático a Rectificador con Fuente Compuesta
·
Sistema de Excitación Estático a Rectificador con Fuente Compuesta
Controlada
En la Figura 2.16, se muestra el diagrama esquemático de un sistema de
excitación estático a rectificador controlado con fuente de potencial. La fuente de
potencia de excitación es suministrada a través de un transformador desde los
terminales del generador principal o desde la barra de servicios auxiliares, y es
regulado por un rectificador controlado (tiristores). Las principales características
para este sistema son:
·
Este sistema tiene constantes de tiempo muy pequeñas, así como una
gran capacidad para forzar el campo bajo condiciones de post falla.
·
Este sistema es relativamente barato y su mantenimiento es sencillo.
·
Este sistema es recomendado para generadores conectados a grandes
sistemas de potencia, pues funciona satisfactoriamente.
·
El máximo voltaje de excitación depende del voltaje AC de entrada, así en
condiciones de falla, el voltaje a los terminales del generador disminuye,
por lo que el voltaje techo también se reduce.
33
Figura 2.16 Sistema de Excitación Estático alimentado por transformador [3]
El diagrama de bloques dado en el estándar IEEE Std 421.5-2005 para un
Sistema de Excitación Estático, se muestra en la Figura 2.17:
Figura 2.17 Sistema de Excitación IEEE ST1A [13]
Las principales características para este modelo son:
·
Este modelo representa un sistema de excitación estático a rectificador
controlado con fuente de potencial. La fuente de potencial para la
excitatriz es suministrada por un transformador desde los terminales del
generador.
·
El voltaje de excitación máximo es directamente proporcional al voltaje
terminal.
34
·
El efecto de la rectificación controlada en el voltaje máximo de excitación
·
está representado por ‫ܭ‬஼ .
El modelo tiene un compensador en adelanto-atraso y un estabilizador en
el lazo interno de realimentación, lo que permite tener flexibilidad para
estabilizar.
·
Debido a la gran capacidad de forzamiento del campo, se tiene un
limitador de corriente de excitación, este límite es definido por ‫ܫ‬௅ோ , y una
ganancia ‫ܭ‬௅ோ .
2.3.2 ESTABILIZADOR DE SISTEMAS DE POTENCIA [3], [13]
La función básica de un Estabilizador de Sistemas de Potencia (PSS) es agregar
amortiguamiento a las oscilaciones del rotor, y esto se logra controlando la
excitatriz con señales estabilizantes adicionales. Para proveer amortiguamiento, el
PSS debe introducir una componente de torque eléctrico en fase con la variación
de velocidad del rotor.
Algunas señales de entrada comúnmente usadas son: el desvío de la velocidad
del rotor, la potencia acelerante, la potencia eléctrica y la variación de la
frecuencia.
En la Figura 2.18, se muestra la representación de un PSS simple, el cual
consiste de los siguientes tres bloques:
Figura 2.18 Estabilizador de Sistemas de Potencia básico [3]
35
a) Ganancia del estabilizador ࡷࡿࢀ࡭࡮ : Este bloque determina la cantidad de
amortiguamiento introducido por el PSS, este parámetro debe ser ajustado
a un valor, tal que, aporte el máximo amortiguamiento.
b) Bloque de compensación de fase: Este bloque provee las características
apropiadas de adelanto de fase, para compensar el atraso de fase entre la
entrada de la excitatriz y el torque eléctrico del generador (rango de interés
0.1 Hz a 2.0 Hz). Se puede utilizar más de un bloque compensador.
c) Bloque “signal washout”: Este bloque sirve como un filtro pasa alto, con
una constante de tiempo ܶ௪ suficientemente alta, para permitir que señales
asociadas con oscilaciones en ߱௥ pasen sin cambio. Permite además que
el PSS responda sólo a cambios oscilatorios en la velocidad, así como
tiene la función de filtrar componentes continuas y no periódicas.
Como se puede apreciar en la Figura 2.18, la señal de salida del PSS (ܸௌ ) se
suma a la señal de error de voltaje en terminales, y el resultado constituye una
señal de entrada a la excitatriz.
En otros modelos de PSS, se cuenta con otros bloques adicionales, como por
ejemplo para el modelo PSS1A (Figura 2.19) del estándar IEEE Std 421.5-2005
se incluyen otros bloques que se detallan a continuación:
(e)
(d)
(f)
Figura 2.19 PSS1A - Estabilizador de Sistemas de Potencia de Simple Entrada [13]
d) Bloque de retardo: Este bloque representa el retardo de la medición de la
entrada (transductor).
36
e) Filtros pasa bajos de alta frecuencia (superior a 3 Hz): Este bloque se
incluye para asegurar un adecuado funcionamiento del PSS en el rango de
interés. Además tiene la función de atenuar las componentes torsionales
en unidades de generación de tipo térmicas.
f) Bloque limitador: Este bloque limita la señal a la salida del PSS en un
rango determinado.
2.3.3 PRIMO MOTORES Y SISTEMAS DE ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA
[3], [6], [7], [8]
Las principales fuentes aprovechadas para la generación de energía eléctrica son:
la energía cinética del agua, la energía térmica derivada de combustibles fósiles y
la fisión nuclear. Las máquinas primo motrices convierten dichas formas de
energía en energía mecánica, la que a su vez es convertida en energía eléctrica
por los generadores sincrónicos.
El sistema de control de velocidad de una turbina permite regular la frecuencia del
sistema, y la potencia eléctrica entregada por el generador.
En la Figura 2.20, se presenta la relación funcional entre los elementos básicos
asociados con la generación de potencia y sus controles. Los principales bloques
funcionales son:
·
Fuente primaria de energía: Generalmente vinculada a un fluido, cuyas
condiciones o características facultan el funcionamiento de una máquina
primo motriz. La energía puede ser hidráulica, térmica o eólica, y el fluido
será correspondientemente agua, vapor o gas, y aire, respectivamente.
·
Regulador de velocidad: Es el mecanismo que amplifica y procesa la
diferencia (señal de error) entre una medición y su valor de referencia. La
salida del regulador determina la consigna de la potencia a ser producida
por la unidad.
·
Sistema de válvulas de control: Esta etapa procesa y/o amplifica la
señal de control proveniente del regulador de velocidad, convirtiéndola en
37
desplazamientos mecánicos para modificar la admisión de la energía
primaria que mueve a la turbina.
·
Sistema de aducción y turbina: Representa los elementos en donde se
canaliza y convierte la energía de la fuente primaria, en energía mecánica
de rotación en el eje del generador.
Figura 2.20 Diagrama de bloques funcional de un sistema de generación de potencia y
sus sistemas de control [3]
2.3.3.1 Turbinas Hidráulicas
El comportamiento de una turbina de tipo hidráulica está influenciado por las
características de la columna de agua que alimenta la turbina; éstos incluyen los
efectos de la inercia del agua, la compresión del agua, y la elasticidad de las
paredes de la tubería de presión.
El efecto de la inercia del agua provoca un retardo en los cambios del flujo de
agua ante cambios en la apertura de los distribuidores. En cambio que, el efecto
de la elasticidad en las paredes de la tubería provoca ondas viajeras de presión y
flujo; este fenómeno es conocido como “golpe de ariete”.
Para estudios de estabilidad no es necesario utilizar modelos de turbinas
hidráulicas que incluyan el fenómeno de ondas viajeras. Los modelos que
incorporan este fenómeno se usan para el estudio de diseño de plantas.
38
En la Figura 2.21, se muestra los diagramas de bloques de modelos de turbinas
hidráulicas que generalmente son usadas en estudios de estabilidad.
Figura 2.21 Aproximaciones lineales para modelos de turbinas hidráulicas [7]
En la Figura 2.21(A), el parámetro ܶ௪ se denomina constante de tiempo de
arranque del agua, y los coeficientes ܽଵଵ ǡ ܽଵଷ ǡ ܽଶଵ ǡ y ܽଶଷ son parámetros asociados
a la turbina hidráulica. Para el modelo de una turbina ideal, estos coeficientes son
tales, que el modelo se reduce al diagrama de bloques mostrado en la Figura
2.21(B).
2.3.3.2 Regulación de Velocidad para Turbinas Hidráulicas
La función básica de un regulador de velocidad es controlar la velocidad y/o la
carga de generador. En máquinas hidráulicas, la regulación de velocidad implica
la realimentación del error de velocidad, esto para generar una acción de control
que actúe sobre la posición del distribuidor.
Para asegurar una operación satisfactoria y estable de múltiples máquinas en
paralelo, el regulador de velocidad es provisto con una característica de estatismo
de estado estacionario (estatismo permanente). El propósito de este estatismo es
asegurar una compartición de carga en forma equitativa entre las unidades
generadoras. Los valores típicos de estatismo permanente son valores del orden
del 5%, tal que a una desviación de velocidad del 5% causa un 100% en el
cambio de la posición del distribuidor o en la potencia de salida; esto corresponde
a una ganancia de 20.
Además del estatismo permanente, es necesaria la inclusión de un estatismo
transitorio, el cual asegura un comportamiento estable para valores pequeños del
39
estatismo permanente. Este comportamiento estable, se logra con una reducción
de la ganancia transitoria a través de un lazo menor de realimentación como se
muestra en Figura 2.22. Esta realimentación retarda o limita el movimiento de la
compuerta hasta que el flujo de agua y la potencia de salida tienen tiempo para
crecer.
Figura 2.22 Regulador de velocidad con estatismo transitorio [3]
Con este esquema se consigue un estatismo grande (baja ganancia) para
desviaciones rápidas de velocidad, y un estatismo bajo normal (alta ganancia) en
estado estacionario.
2.3.3.2.1 Regulador de Velocidad Mecánico-Hidráulico
Un sistema de control mecánico-hidráulico involucra componentes mecánicos,
servomecanismo y fluidos. Los dispositivos mecánicos de control comandan los
servomecanismos
por
medio
de
magnitudes
mecánicas,
tales
como,
desplazamientos, rotaciones, etc.
En la Figura 2.23, se muestra el diagrama de bloques para un típico sistema
mecánico-hidráulico para un sistema de regulación de velocidad para una turbina
hidráulica, el cual consta de: un regulador de velocidad, una válvula piloto con su
servomotor, una válvula distribuidora con un servomotor de compuerta, y un
controlador de posición de compuerta.
En la Tabla 2.1, se presenta un rango de valores para los parámetros de la Figura
2.23, así como los valores típicos.
40
(A)
(B)
Figura 2.23 Sistema de regulación mecánico-hidráulico para una turbina hidráulica. (A)
Diagrama funcional; (B) Diagrama de bloques aproximado [7]
Tabla 2.1 Parámetros típicos para diagrama de bloques de la Figura 2.23 [7]
PARÁMETRO
DESCRIPCIÓN
ࢀࡾ
Constante de tiempo de
amortiguamiento
Constante de tiempo de la
compuerta del servomotor
Constante de tiempo de la
válvula piloto
Coeficiente de estatismo
transitorio
Coeficiente de estatismo
permanente
ࢀࡳ
ࢀࡼ
ࢾ
࣌
VALOR TÍPICO
RANGO
5.0 [s]
2.5 - 25.0 [s]
0.2 [s]
0.2 - 0.4 [s]
0.04 [s]
0.03 - 0.05 [s]
0.3 [pu]
0.2 - 1.0 [pu]
0.05 [pu]
0.03 - 0.06 [pu]
2.3.3.2.2 Regulador de Velocidad Electro-Hidráulico
Un sistema de control electro-hidráulico es un sistema moderno que involucra
componentes electrónicos (analógicos o digitales), servomecanismos y fluidos.
Los servomecanismos son comandados por señales eléctricas generadas por los
dispositivos electrónicos de control.
El sensado de la velocidad, la realimentación con estatismo permanente y
estatismo transitorio, así como las funciones de cálculo son realizadas
41
eléctricamente. Los componentes electrónicos proveen mayor flexibilidad y
mejoran el rendimiento tanto con bandas muertas como con tiempos de retardo.
Las características dinámicas del regulador electro-hidráulico son ajustadas para
ser muy similares a las de los reguladores de velocidad mecánicos-hidráulicos.
Algunos reguladores de velocidad electro-hidráulicos están equipados con un
controlador de tipo PID (Figura 2.24), con el cual es posible obtener una
respuesta más rápida, con una disminución de la ganancia transitoria, y con un
correspondiente incremento de ganancia en estado estable. Valores típicos para
este controlador son: ‫ܭ‬௉ ൌ ͵ǤͲǡ ‫ܭ‬ூ ൌ ͲǤ͹ǡ y ‫ܭ‬஽ ൌ ͲǤͷ.
Figura 2.24 Regulador de velocidad PID [3]
2.3.3.3 Turbinas a Vapor
Una turbina a vapor convierte la energía almacenada en el vapor (a alta presión y
a alta temperatura) en energía rotante, la cual es a su vez convertida en energía
eléctrica por el generador sincrónico. La fuente de calor de la caldera que
suministra el vapor, puede ser un reactor nuclear o un horno que quema
combustibles fósiles (carbón, combustible o gas).
Una turbina con múltiples secciones puede ser de dos tipos:
·
Tandem-Compound: En este tipo, todas las secciones están en un
mismo eje con un mismo generador.
·
Cross-Compound: En este tipo, las secciones están en dos ejes, cada
uno conectado a un generador que opera como una unidad simple.
42
Además de estos tipos, las turbinas a vapor pueden ser con recalentamiento o sin
recalentamiento.
En la Figura 2.25, se muestra las configuraciones típicas de modelos de turbinas
a vapor de tipo Tandem-Compound y Cross-Compound respectivamente.
(A)
(B)
Figura 2.25 Configuraciones básicas de modelos de turbinas a vapor con sus respectivos
diagramas de bloques aproximados. (A) Tandem-Compound, Recalentamiento Simple.
(B) Cross-Compound, Recalentamiento Simple [7]
Un modelo general para aplicar a las configuraciones más comunes de turbinas a
vapor se presenta en la Figura 2.26. Con este esquema se puede representar
cualquier configuración de turbina, únicamente despreciando algunas constantes
de tiempo, y seteando algunas fracciones de potencia asociados a distintos
niveles de presión en cero.
Figura 2.26 Diagrama de bloques para modelo general de una turbina a vapor [7]
2.3.3.4 Regulación de Velocidad para Turbinas a Vapor
2.3.3.4.1 Regulador de Velocidad Mecánico-Hidráulico
Un sistema mecánico-hidráulico típico para un sistema de regulación de velocidad
para una turbina a vapor consta de: un regulador de velocidad, un relé de
velocidad, un servomotor, y válvulas de control (Figura 2.27).
43
(A)
(B)
Figura 2.27 Sistema de regulación mecánico-hidráulico para una turbina a vapor. (A)
Diagrama funcional; (B) Diagrama de bloques aproximado [7]
En la Tabla 2.2, se presenta parámetros típicos para el diagrama de bloques
mostrado en la Figura 2.27.
Tabla 2.2 Parámetros típicos para el diagrama de bloques de la Figura 2.27 [7]
PARÁMETRO
DESCRIPCIÓN
ࡷࡳ
100/(% Regulación de velocidad en
estado estable)
Constante de tiempo del relé de
velocidad
Constante de tiempo del servomotor
de la válvula de posicionamiento
Límite de apertura de la válvula o la
compuerta del servomotor
Límite de cierre de la válvula o la
compuerta del servomotor
ࢀࡿࡾ
ࢀࡿࡹ
࡯࢜ή࢕࢖ࢋ࢔
࡯࢜ήࢉ࢒࢕࢙ࢋ
VALOR TÍPICO
20.0 [pu]
0.1 [s]
0.2 a 0.3 [s]
0.1 [pu/s]
1.0 [pu/s]
2.3.3.4.2 Regulador de Velocidad Electro-Hidráulico
Un sistema de control electro-hidráulico para la implementación de un regulador
de velocidad proporciona flexibilidad, esto debido a la utilización de circuitos
electrónicos en vez de componentes mecánicos. En la Figura 2.28, se presenta
una configuración típica para este sistema de regulación.
44
(A)
(B)
Figura 2.28 Sistema electro-hidráulico de regulación de velocidad para una turbina a
vapor. (A) Diagrama funcional; (B) Diagrama de bloques aproximado [7]
En la Tabla 2.3, se presenta parámetros típicos para el diagrama de bloques
mostrado en la Figura 2.28.
Tabla 2.3 Parámetros típicos para el diagrama de bloques de la Figura 2.28 [7]
PARÁMETRO
VALOR TÍPICO
ࡷࡳ
ࡷࡼ
ࡷࡼ
ࢀࡿࡹ
࡯࢜ή࢕࢖ࢋ࢔
࡯࢜ήࢉ࢒࢕࢙ࢋ
20.0 [pu]
3.0 [pu] (con realimentación de vapor)
1.0 [pu] (sin realimentación de vapor)
0.1 [s]
0.1 [pu/s]
0.1 [pu/s]
2.3.3.5 Turbinas a Gas
Una turbina a gas consta de las siguientes partes: un compresor axial, una
cámara de combustión, y la turbina (Figura 2.29). El aire, en apoyo al proceso de
combustión, se comprime por el compresor axial, y luego se mezcla con el
combustible en la cámara de combustión, donde el proceso de combustión tiene
lugar. Los gases de combustión impulsan a la turbina a que entregue un torque
mecánico a su eje. El torque multiplicado por la velocidad determina la potencia
mecánica desarrollada por la turbina.
45
Figura 2.29 Esquema de una turbina a gas [8]
2.3.3.6 Regulación de Velocidad para Turbinas a Gas
El modelo GAST, es la representación más simple de una turbina a gas. Supone
un control simple de estatismo, un límite de carga constante (valoración de la
turbina), y tres constantes de tiempo: ܶଵ ǡ representa la respuesta de la válvula de
combustible; ܶଶ ǡ representa la respuesta de la turbina; y ܶଷ ǡ representa la
respuesta del límite de carga. Este modelo deja de lado por completo todos los
aspectos de la física de una turbina de gas de alta resistencia.
En la Figura 2.30 se presenta el diagrama de bloques del modelo GAST. Existen
modelos para turbinas a gas más detallados, como por ejemplo: GAST2A (Figura
2.31), GASTWD (incluye un controlador PID), GGOV1, WESGOV, entre otros.
Velocidad
Compuerta de
Bajo Valor
Potencia
Mecánica
Referencia
de Carga
Límite de
Carga
Figura 2.30 Modelo GAST [8]
46
Control de
Temperatura
Turbina
Termocupla
Escudo de
Radiación
Referencia de
Carga
Posicionador
de la válvula
Sistema de
Combustible
Flujo de
Combustible
Cámara de
Combustión
Regulador de
Velocidad
Control de
Velocidad
Velocidad
(Desviación pu)
Turbina
Dinámica de la
Turbina a Gas
Potencia
Mecánica
Figura 2.31 Modelo GAST2 [14]
2.4 LENGUAJE DE SIMULACIÓN DE DIGSILENT (DSL) [9], [10], [11]
2.4.1 INTRODUCCIÓN
El programa DIgSILENT PowerFactory tiene un módulo de estabilidad dinámica y
transitoria, el cual incluye una librería de modelos de diversos elementos de un
sistema eléctrico de potencia, entre los cuales destacan los modelos de los
sistemas de control de la máquina sincrónica. Adicionalmente este software
brinda una interfaz en la cual el usuario puede desarrollar sus propios modelos,
utilizando bloques de desarrollo propio, o los múltiples bloques ya implementados
por DIgSILENT PowerFactory.
2.4.2 DEFINICIÓN
DSL son las siglas de DIgSILENT Simulation Language (Lenguaje de Simulación
de DIgSILENT). Este lenguaje permite al usuario acceder a la modelación de
sistemas, y a la interacción de los mismos con el módulo de análisis dinámico.
47
El lenguaje de simulación DSL se utiliza principalmente para programar sistemas
de control, y otros componentes usados en sistemas eléctricos de potencia. Como
cualquier lenguaje de programación, emplea una sintaxis especial para la
formulación de estos modelos.
2.4.3 CARACTERÍSTICAS
El módulo DSL brinda la posibilidad de interactuar con el programa fuente en
tiempo de simulación, a través de los elementos modelados y codificados por el
usuario, los cuales buscan reflejar el comportamiento real del sistema. En la
Figura 2.32, se detalla las vías de comunicación entre el programa fuente y los
modelos desarrollados por el usuario.
Figura 2.32 Esquema de señales e interacción entre los modelos DSL y el programa
principal [9]
Las principales características de la relación entre la plataforma DIgSILENT
PowerFactory con el lenguaje de simulación DSL son:
·
Acceso a variables del sistema como: voltajes, corrientes, ángulos,
potencias, impedancias, variables lógicas, variables de posición (posición
de taps), variables de tipo mecánico (torques), entre otras.
48
·
Control de la ejecución de la simulación desde los modelos, vía comandos
de interrupción o salida (Fault - Output).
·
Posibilidad de comunicación directa entre los modelos mismos.
·
Revaluación continua de las matrices del sistema, ante uso de modelos
que modifiquen la estructura del sistema de potencia (por ejemplo:
inductancias variables, fuentes de corriente, etc.).
·
Salida y monitoreo: Fallas registradas en el cálculo del flujo de carga, el
cálculo de las condiciones iniciales o durante la simulación, ofrecen al
usuario un soporte basándose en diferentes mensajes que presentan la
información sobre el elemento y el tipo de falla registrado. Un ejemplo
típico de falla en los datos de entrada, corresponde con la asignación de
valores a los parámetros de los modelos, los cuales pueden provocar que
ciertas variables salgan por fuera de rangos permitidos. Toda esta
información se presenta en la ventana de salida.
2.4.4 TÉRMINOS Y ABREVIACIONES
En general, en cada línea de código escrito en lenguaje de simulación DSL, se
maneja el concepto de expresión matemática, es decir, se utiliza expresiones de
tipo aritméticas, lógicas, funciones especiales, strings, entre otros, para la
definición de líneas de código.
Los siguientes términos y abreviaturas se usan para describir la sintaxis DSL:
·
expr
§
Expresión aritmética, que puede o no terminar en ‘;’
§
Operadores aritméticos: +, -, *, /
§
Constantes: Números tratados como números reales
§
Funciones estándar
§
Funciones especiales
§
Paréntesis:
Empleados
aritméticas complejas
Ejemplo:
A = x1 + 2.45*T1/sin(3.14*y)
en
la
construcción
de
expresiones
49
·
boolexpr
§
Expresión lógica, que puede o no terminar en ‘;’
§
Relaciones lógicas: <, >, <> (desigualdades), <=, >=, =
§
Operador unario: .not.
§
Operadores binarios: .and. .or. .nand. .nor. .eor.
§
Llaves: Empleados en la construcción de expresiones lógicas
complejas
Ejemplo:
A = {x1>0 .and. .not. x2<=0.7} .or. T1=0
·
string
§
Cualquier expresión que va dentro de ‘’
Ejemplo:
A = 'Éste es un string'
2.4.4.1 Funciones Estándar
Las principales funciones básicas para la definición de bloques DSL se presentan
en la Tabla 2.4.
2.4.4.2 Funciones Especiales
Entre las principales funciones especiales para la definición de bloques DSL se
tienen las siguientes:
·
select (boolexpr, x, y): Función condicional. Esta función devuelve x si la
boolexpr es verdadera, si no lo es, entonces devuelve el valor de y.
Ejemplo:
x. = select (T1>0, yi/T1, 0)
·
!Evita división para cero
lim (x, min, max): Función limitadora no lineal. La señal asociada a esta
función es igual a x, siempre que se encuentre dentro del límite inferior
min y el límite superior max. En el caso de que la señal x sea menor que
el mínimo, entonces la señal de salida es igual a min, y en caso de ser
mayor que el máximo, la señal de salida es igual al valor max.
Matemáticamente:
50
݉݅݊
ሺ
ሻ
݈݅݉ ‫ݔ‬ǡ ݉݅݊ǡ ݉ܽ‫ ݔ‬՜ ‫ ܽ݊ݎ݋ݐ݁ݎ‬൝݉ܽ‫ݔ‬
‫ݔ‬
Ejemplo:
‫ ݔ݅ݏ‬൏ ݉݅݊
‫ ݔ݅ݏ‬൐ ݉ܽ‫ݔ‬
‫ ݊݅݉݅ݏ‬൑ ‫ ݔ‬൑ ݉ܽ‫ݔ‬
yo = lim (x, min, max)
Tabla 2.4 Funciones Estándar para la definición de bloques DSL [9]
FUNCIÓN
DESCRIPCIÓN
EJEMPLO
sin(x)
cos(x)
tan(x)
asin(x)
acos(x)
atan(x)
sinh(x)
cosh(x)
tanh(x)
exp(x)
ln(x)
log(x)
sqrt(x)
sqr(x)
pow(x,y)
abs(x)
min(x,y)
max(x,y)
modulo(x,y)
trunc(x)
frac(x)
round(x)
ceil(x)
floor(x)
time()
pi()
twopi()
e()
seno
coseno
tangente
arco seno
arco coseno
arco tangente
seno hiperbólico
coseno hiperbólico
tangente hiperbólico
valor exponencial
logaritmo natural
logaritmo en base 10
raíz cuadrada
potencia de 2
potencia de y
valor absoluto
valor mínimo
valor máximo
residuo de x/y
parte entera
parte fraccionaria
redondeo entero más próximo
entero superior
entero inferior
tiempo de simulación actual
3.141592...
6.283185...
2.718281...
sin(1.2)=0.93203
cos(1.2)=0.36236
tan(1.2)=2.57215
asin(0.93203)=1.2
acos(0.36236)=1.2
atan(2.57215)=1.2
sinh(1.5708)=2.3013
cosh(1.5708)=2.5092
tanh(6.7616)=1.0000
exp(1.0)=2.718281
ln(2.718281)=1.0
log(100)=2
sqrt(9.5)=3.0822
sqr(3.0822)=9.5
pow(2.5,3.4)=22.5422
abs(-2.34)=2.34
min(6.4,1.5)=1.5
max(6.4,1.5)=6.4
modulo(15.6,3.4)=2
trunc(-4.58823)=-4.0000
frac(-4.58823)=-0.58823
round(1.65)=2.000
ceil(1.15)=2.000
floor(1.78)=1.000
time()=0.1234
pi()=3.141592...
twopi()=6.283185...
e()=2.718281...
Todas las funciones trigonométricas están dadas en radianes.
(2.57)
51
·
limits (param) = (min, max): Función limitadora. Esta función se utiliza
para mostrar un mensaje de advertencia en la ventana de salida. Este
mensaje se presenta en el caso de que el parámetro param esté fuera de
los límites especificados, es decir, fuera del intervalo formado por min y
max. El uso de paréntesis para definir el intervalo indica exclusión de
valores, mientras que el uso de corchetes indica inclusión de los mismos.
Ejemplo:
limits (K) = (0,1]
·
!0<K<=1
limstate (x, min, max): Función limitadora no lineal para crear
integradores limitados.
Ejemplo:
x. = yi/Ti
y = limstate (x, min, max)
·
delay (x, Tdelay): Función de Retraso. Almacena el valor de x en el
tiempo de simulación actual (Tnow), y retorna dicho valor Tdelay
segundos después. Tdelay está en segundos y es mayor que cero. La
expresión Tdelay debe evaluarse a un tiempo constante independiente, y
puede consistir por consiguiente sólo de parámetros constantes. La
expresión x puede contener otras funciones.
Ejemplo:
y = delay (yi + delay (x, 1), 2)
·
delay (x, 0): Es un caso especial de la función delay, regresa el valor del
último paso de tiempo.
·
picdro (boolexpr, Tpick, Tdrop): Función lógica pick-up-drop-off. Esta
función es útil para las paradas. Regresa el estado lógico interno: 0 ó 1.
§
Cambia de 0 a 1, si boolexpr es verdadera, con un retardo de Tpick
segundos.
§
Cambia de 1 a 0, si boolexpr es falsa, después de transcurridos
Tdrop segundos de haber alcanzado esta condición.
§
Permanece inalterada en otras situaciones.
52
·
time (): Función tiempo. Esta función retorna el tiempo de simulación
actual.
Ejemplo:
t = time ()
y = sin (t)
!Otra forma: y = sin (time ())
2.4.5 SINTAXIS GENERAL DEL DSL
Para escribir cualquier línea de código en DSL, se debe tener en cuenta los
siguientes aspectos:
·
Tamaño por línea de código: El número máximo de caracteres por línea
de código en DSL es de 80. Para líneas de código con mayor número de
caracteres, se debe romper las mismas utilizando el caracter ‘&’, el cual
debe estar al inicio de la línea continua. El caracter ‘&’ al inicio de la
segunda fila, une la fila actual con su fila anterior.
Ejemplo:
y = lapprox (x, 1.674, 7.367, 2.485, 12.479, 5.457, 18.578,
& 6.783, 15.54, 8.453, 12.589, 9.569, 6.478)
Las líneas de rotura no pueden ser usadas dentro de nombres o strings.
·
Mayúsculas y minúsculas: Todas las palabras clave, nombres,
funciones, variables, modelos, macros, etc. en DSL, son distinguidas entre
letras mayúsculas y letras minúsculas.
·
Espacios en blanco: Todos los espacios en blanco se eliminan cuando
se procesa el código de DSL, a excepción de aquellos que se encuentran
dentro de strings.
·
Comentarios: Para realizar comentarios en un escrito de DSL, se utiliza
el caracter ‘!’ antecedido del mensaje que se desee escribir. Los
comentarios son eliminados cuando el código de DSL es procesado.
Ejemplo:
!Los comentarios pueden iniciar al principio de una línea
x. = select (at<>0, !Los comentarios pueden ser usados en líneas rotas
& (1-sqr(x)/sqr(at))/Tw, 0)
53
2.4.6 VARIABLES DEL DSL
Un modelo de DSL puede usar cinco diferentes tipos de variables:
·
Señales de Salida: Son aquellas que salen de los modelos de DSL, y
estas a su vez pueden quedar disponibles como señales de entrada para
otros modelos de DSL más complejos.
·
Señales de Entrada: Son aquellas que pueden originarse de otro modelo
de DSL, o de un dispositivo del sistema de potencia. En el último caso por
ejemplo, corrientes y voltajes, así como cualquier otra señal disponible del
sistema de potencia analizado, pueden estar disponibles para lectura o
señal de entrada de un modelo de DSL.
·
Variables de Estado: Son aquellas generadas dentro del modelo, que
son dependientes del tiempo, y son usadas dentro del propio modelo de
DSL.
·
Parámetros: Son valores de sólo lectura, que se fijan para ajustar el
comportamiento del modelo de DSL.
·
Variables Internas: Son definidas y usadas en el modelo de DSL para
facilitar la construcción de un conjunto de ecuaciones.
Las siguientes reglas pueden ser útiles en la interpretación de los mensajes de
advertencia y error, en cuanto a variables se trate:
·
Una variable de estado no puede ser al mismo tiempo una señal de
salida. De ser necesario esto, se recomienda el uso de asignaciones.
Ejemplo:
yo = x
·
Todos los parámetros son números reales.
·
Sólo las derivadas de las variables de estado pueden ser asignadas a una
expresión.
2.4.7 ESTRUCTURA DEL DSL
Todos los modelos de DSL se componen de tres partes:
54
·
Interface: Es la parte donde se establece el nombre del modelo, el título,
la clasificación y el conjunto de variables. Esta parte se encuentra en la
primera página de la caja de diálogo de un diagrama de bloques.
·
Definición del Código: Es la parte donde se define las propiedades de
los parámetros y las condiciones iniciales. Estos aspectos se definen en la
pestaña denominada Equations en la caja de diálogo de un diagrama de
bloques.
·
Ecuaciones del Código: Es la parte donde se incluyen todas las
ecuaciones necesarias para definir un modelo de simulación. Las
ecuaciones diferenciales y no diferenciales, debidamente correlacionadas,
establecen las funciones de transferencia entre las señales de entrada y
las señales de salida. Estas funciones de transferencia pueden ser desde
simples funciones lineales (funciones de una entrada y una salida), hasta
funciones no lineales altamente complejas (funciones no continuas de
múltiples entradas y múltiples salidas).
El DSL se emplea para describir relaciones directas entre señales y otras
variables. Las expresiones pueden ser asignadas a una variable, o a la
primera derivada de una variable de estado. Las ecuaciones diferenciales
de alto orden tienen que ser divididas en un arreglo de ecuaciones
diferenciales de orden simple, esto por medio de la introducción de
variables de estado adicionales.
2.4.8 MODELOS DEL DSL
En general, hay dos tipos básicos de modelos de DSL posibles:
·
Modelos de dispositivos eléctricos, como generadores, cargas o
sistemas HVDC. Estos últimos, se caracterizan por usar la “corriente
compleja del dispositivo” como señal de salida principal, la cual se inyecta
al sistema en cierta barra. Sin embargo, además de las corrientes de los
dispositivos eléctricos, se puede definir cualquier otra variable como señal
de salida.
55
·
Modelos sin señales de salida, en estos modelos las señales de salida
no son directamente inyectadas a la red (dispositivos generales). Entre
este tipo de modelos se tiene unidades primo motores, sistemas de
control de voltaje, relés, procedimientos de cálculo, etc.
2.4.9 ELEMENTOS BÁSICOS
2.4.9.1 Composite Model (Modelo Compuesto)
Un Composite Model es una estructura que se usa para administrar los modelos
asociados a una máquina o a un sistema de control, en éste se selecciona todos
los modelos y elementos que se desee relacionar.
Un ejemplo común en el uso de un Composite Model, es el empleado para
describir los elementos asociados a una máquina sincrónica.
La configuración típica de una máquina sincrónica se presenta en la Figura 2.33,
en la cual se identifica los siguientes elementos constitutivos:
·
Máquina Sincrónica (SYM - Synchronous Machine)
·
Sistema de Control de Voltaje (VCO - Voltage Controller)
·
Sistema de Control de Velocidad (PCO - Primary Controller)
·
Unidad Primo Motriz (PMU - Prime Mover Unit)
·
Estabilizador de Sistemas de Potencia (PSS - Power System Stabilizer)
·
Unidad de Control Primario (PCU – Primary Controller Unit), el cual es un
modelo que compacta los modelos del PCO y PMU en un solo modelo.
Figura 2.33 Modelo Compuesto asociado a una máquina sincrónica [9]
56
Figura 2.34 Interfaz Composite Model de la U1 de la Central Paute Molino Fase AB
En la Figura 2.34, se muestra el Composite Model que utiliza DIgSILENT
PowerFactory para relacionar una unidad generadora con sus respectivos
controles. En esta figura se observa el despliegue de todos los elementos
asociados a la máquina sincrónica, así como los elementos constitutivos que
componen el sistema de control en particular.
2.4.9.2 Composite Frame (Marco Compuesto)
Un Composite Frame o simplemente Frame, es una plantilla o estructura de
conexionado, en el cual se definen las interfaces o vías de comunicación, de las
distintas señales entre los slots que van a definirse dentro de un Composite
DIgSILENT
Model.
Frame_Paute_AB:
If d
Vt
ii
ir
ui
ur
0
0
1
2
1
Ef d
3
2
0
VCO
4 ElmVco*
3
4
5
Vs
PSS
ElmPss*
Generator
ElmSy m*
6
pt
5
6
1
7
8
9
0
1
2
PCU
ElmPcu*
3
cosn
sgnn
w
pgt
Figura 2.35 Composite Frame de una unidad de generación de Paute Molino Fase AB
57
En la Figura 2.35 se muestra un ejemplo de Frame que emplea DIgSILENT
PowerFactory para unidades sincrónicas, se presenta como caso particular el
Frame para una unidad de la Central Hidroeléctrica Paute Molino Fase AB. En
éste se pueden observar las señales que se interconectan entre los modelos que
componen el Frame.
2.4.9.3 Common Model (Modelo General)
Un Common Model es un objeto que proporciona una interface de comunicación
entre el usuario y el modelo de control, esta interface es realizada mediante el
seteo de un conjunto de parámetros, los cuales sirven para ajustar el modelo.
En la Figura 2.36 se muestra un ejemplo de Common Model. Los parámetros
seteados en este modelo, corresponden al Estabilizador de Sistemas de Potencia
(PSS) de una unidad de la Central Hidroeléctrica Paute Molino Fase AB.
Figura 2.36 Common Model del PSS para una unidad de Paute Molino Fase AB
2.4.9.4 Composite Block Diagram (Diagrama de Bloques)
Un Diagrama de Bloques es una representación gráfica de una función
matemática, que produce una o más señales de salida como función de una o
58
más señales de entrada. Un Diagrama de Bloques también puede tener límites
(valores mínimos y máximos) como señales de entrada.
2.4.9.4.1 Macros
Existen bloques que son empleados para definir una función macro. A
continuación se muestra el detalle que ejemplifica la generación de una función,
es decir, las ecuaciones que definen la macro al interior de un bloque simple del
programa.
En la Figura 2.37, se presenta un bloque integrador.
Figura 2.37 Bloque Integrador [10]
Las ecuaciones que definen la función del bloque integrador son las siguientes:
ͳ
൰
‫ܶݏ‬
‫ כ ݕ‬ሺ‫ܶݏ‬ሻ ൌ ‫ݑ‬
ሺ‫ݕݏ‬ሻ ‫ ܶ כ‬ൌ ‫ݑ‬
‫ ݔ‬ൌ ‫ݕ‬
‫ݔ‬Ǥ ൌ ‫ݕ‬Ǥ ൌ ‫ݕݏ‬
‫ݔ‬Ǥ‫ ܶ כ‬ൌ ‫ݑ‬
‫ݑ‬
‫ݔ‬Ǥ ൌ Ǣ ‫݋ݎ݁ܿ݁ݑݍݎ݋ݕܽ݉ܶ݁ݑݍ݁ݎ݌݉݁݅ݏ‬
ܶ
‫ ݕ‬ൌ ‫ ܩ כ ݑ‬ሺ‫ ݏ‬ሻ ൌ ‫ כ ݑ‬൬
(2.58)
De las ecuaciones anteriores, se observa que la variable de estado x asociada al
bloque, tiene correspondencia con la señal de salida y. Además, la derivada o el
cambio de la variable de estado, es igual al cambio en la salida del bloque.
Para las macros que se disponen en la librería de DIgSILENT PowerFactory,
estas ya tienen definidas las señales de entrada, salida, limitadores, ecuaciones,
parámetros y demás información asociada a éstas.
59
Las condiciones iniciales (condiciones de arranque) no están definidas para
ninguna de las macros dentro de la librería del programa. El proceso de definición
de las condiciones iniciales lo debe completar el usuario, y depende del modelo y
de las macros específicas que estén siendo empleadas.
2.4.9.4.2 Funciones Complejas
Existe la posibilidad de tener más de una función básica o primitiva dentro de un
bloque. Un ejemplo de ello es un control PID (Figura 2.38), el cual tiene en su
interior tres bloques primitivos: un bloque proporcional, un bloque derivador y un
bloque integrador.
Figura 2.38 Bloque PID (Proporcional, Integral y Derivativo)
2.4.9.5 Block/Frame Diagram
Es una hoja destinada para la construcción de un diagrama de bloques para un
modelo de control, ó de slots para la creación de un Frame.
2.4.9.5.1 Elementos del Block/Frame Diagram
La ventana gráfica principal de un Block/Frame Diagram, consta de los elementos
necesarios para iniciar el proceso de modelación y conexionado de señales de un
modelo ó Frame determinado. Estos elementos se muestran en la Figura 2.39, y
la función de los mismos, se explica a continuación:
·
Barra para conexión de señales de entrada: Corresponde a la barra
vertical izquierda del rectángulo.
·
Espacio de trabajo: Corresponde al área interna del rectángulo. En esta
área se ubica los objetos con los cuales se construyen los modelos ó los
Frames.
60
·
Barra para conexión de señales de salida: Corresponde a la barra
vertical derecha del rectángulo.
·
Barra de herramientas: Contiene los iconos de trabajo necesarios para
la construcción de los modelos ó Frames.
Nombre del diagrama de bloques ó frame
Barra para conexión de
señales de salida
Barra para conexión de
señales de entrada
Espacio de trabajo
Barra de herramientas
Figura 2.39 Formato básico de una hoja Block/Frame Diagram [10]
2.4.9.5.2 Barra de Herramientas del Block/Frame Diagram
La barra de herramientas de un Block/Frame Diagram consta de una serie de
iconos, cuya función es dar acceso al usuario, a objetos gráficos para el armado
estructural de modelos ó Frames. En la Figura 2.40 se presenta los iconos que
conforman la barra de herramientas gráficas del Block/Frame Diagram.
Edición de objetos gráficos
Slot
Punto de suma
Multiplicador
Divisor
Selector
Bloque
From
Línea de Señal
Goto
Herramientas de dibujo
Figura 2.40 Iconos de la Barra de Herramientas de un Block/Frame Diagram [10]
Las funciones de cada icono se describen a continuación:
61
·
Bloque: Este elemento es empleado en la construcción de diagramas de
bloques. Este objeto permite posterior a su edición, asignarle una función
o macro determinada.
·
Slot: Este elemento es empleado en la construcción de Frames.
·
Punto de suma: Este elemento es empleado para sumar distintas
señales. El número máximo de señales a sumar es de tres, pues el punto
restante del objeto, se emplea para la señal de salida. Si es necesario
tener la suma de una cantidad mayor de señales, se utiliza un arreglo de
varios puntos de suma. En la Figura 2.41 se presenta un ejemplo del
objeto punto de suma, en donde la señal de salida calculada por el
programa es: y1 = o2 + o3 - o1. La asignación del signo para la señal o1
se define editando el objeto punto de suma.
Figura 2.41 Detalle del objeto punto de suma [10]
·
Multiplicador: Este elemento gráfico es empleado para multiplicar
distintas señales, así como para el elemento punto de suma, este también
presenta restricciones por el número máximo de señales a multiplicar, que
es de tres. Para un número mayor se debe construir un arreglo de
elementos multiplicadores.
·
Divisor: Este elemento es empleado para realizar divisiones entre
señales. Este objeto tiene tres posibles entradas y una salida. En la Figura
2.42 se muestra un ejemplo para este elemento, en donde la señal de
salida calculada por el programa es: y1 = o1/o2/o3.
62
Figura 2.42 Detalle del objeto divisor [10]
·
Selector: Este elemento emula la función select del DSL. La ecuación
dada para las señales del selector mostrado en la Figura 2.43 es: y1 =
select (o3, o1, o2). Se observa como la expresión booleana que determina
cual es la salida del selector, corresponde en la figura con la señal o3. En
el recuadro mostrado en la parte inferior derecha, se observa como para
la condición inicial del selector, es posible asignar cual de las señales de
entrada, es la asignada como señal válida en el cálculo de condiciones
iniciales. Para invertir el valor se debe activar el cuadro de verificación
Inverted Zero Position.
Figura 2.43 Detalle del objeto selector [10]
63
·
Línea de señal: Este elemento es empleado para unir las diferentes
salidas y entradas del modelo, así como los bloques que lo constituyen.
La dirección del flujo de señal, no se determina por el orden con el cual se
dibuja este elemento, sino que se define por el tipo de señales que están
siendo cableadas (entrada - salida).
·
Goto y From: El elemento Goto permite almacenar una señal
determinada, la cual será llamada en otro espacio de la hoja de trabajo,
mediante el uso del elemento From. Estos elementos son útiles en la
construcción de diagramas de bloques, en los cuales se tienen muchas
señales de interconexión, o donde exista la necesidad de unir bloques que
se encuentren bien distanciados entre sí. Estos iconos no están
disponibles cuando se construyen Frames.
·
Herramientas de dibujo: Es un conjunto de iconos que permiten dibujar
elementos gráficos en la hoja de trabajo, como por ejemplo: líneas,
polígonos, rectángulos, textos, etc.
·
Edición de objetos gráficos: Este elemento se utiliza para la
modificación de las características gráficas de los bloques ó slots y las
señales. Es posible realizar variaciones en el tamaño, orientación de los
objetos, tipo de texto, entre otros. Este elemento se selecciona
automáticamente, luego de haber culminado de insertar cualquier objeto
gráfico en la hoja de trabajo.
2.4.9.5.3 Block Definition Dialogue (Ventana de Diálogo de un Diagrama de Bloques)
Al crear un modelo de DSL primitivo, o haciendo doble selección sobre el marco
de una definición de bloque compuesto, aparece una ventana de diálogo, donde
las variables de entrada y salida, parámetros, variables de estado y las señales de
limitación pueden ser definidas. Además, en otra pestaña de la ventana de
diálogo, se pueden insertar las ecuaciones adicionales, las condiciones iniciales
de las variables, así como los nombres y las unidades de los parámetros.
Al tener un modelo de DSL compuesto, donde están inmersos varios bloques, la
interfaz principal para el ingreso de todas las variables principales luce
64
inhabilitado (Figura 2.44), ya que la edición de estas variables está inmersa en
cada bloque simple.
En la Figura 2.44 se presenta la interfaz principal de un modelo de DSL
compuesto, en donde se muestran los botones para la verificación del mismo. La
función de cada botón se describe a continuación:
·
Elementos constitutivos, ecuaciones y macros: Las pruebas cubiertas
con los botones 1, 2 y 3, realizan la ejecución de rutinas, las cuales:
revisan los elementos constitutivos, chequean las ecuaciones del modelo,
y realizan el reemplazo de las macros utilizadas en el modelo para
corroborar su sintaxis.
·
Chequeo y verificación de las condiciones iniciales: Los botones 4 y
5, ejecutan los procesos de chequear el modelo y verificar la asignación
de las condiciones iniciales. Este último, es la comprobación desde el
software de que las condiciones iniciales asignadas a un modelo, y las
calculas a través de las ecuaciones escritas en el mismo sean iguales.
·
Compactar: El botón 6 Pack copia todos los modelos de DSL utilizados
(macros), de una definición de un Composite Model a una carpeta
denominada “Used Macros” dentro de la definición del bloque principal.
De esta manera, ahora habrá referencias a otros proyectos o librerías
fuera del modelo.
·
Compactar - Macro: El botón 7 Pack -Macro reduce el modelo completo
(incluyendo bloques de DSL, ecuaciones adicionales y macros) en un solo
modelo de DSL, el cual sólo contiene ecuaciones. Al ejecutar este botón,
toda la información gráfica del modelo se pierde. Cabe destacar que la
ejecución de este botón es irreversible.
·
Encriptar: El botón 8 Encrypt está disponible únicamente si el botón
Pack-Macro es activado antes. La función de este botón es encriptar
todas las ecuaciones en el interior del modelo, de modo que las
ecuaciones no pueden ser vistas. Cabe señalar que este comando es
irreversible y la función de descifrado no está disponible.
65
1
2
3
4
5
INHABILITADO
6
7
8
Figura 2.44 Interfaz principal del modelo del VCO de una unidad de Paute Molino AB [10]
66
CAPÍTULO III
3 METODOLOGÍA Y APLICACIÓN METODOLÓGICA
En la primera parte del presente capítulo, se describe la metodología a seguir
para el desarrollo de sistemas de control de unidades de generación en DSL. Esta
metodología se aplica para el modelamiento de los controles de las unidades de
generación del S.N.I. Ecuatoriano.
Por ser el S.N.I. un sistema eléctrico con un número considerable de unidades
generadoras, en esta parte del capítulo, se expone en forma particular el
desarrollo de los modelos de control de una unidad de generación, para cada tipo
de central presente en el S.N.I.
Para este efecto, se selecciona las unidades de: Daule Peripa (Unidad
Hidráulica), Gonzalo Zevallos (Unidad Térmica a Vapor), Jaramijó (Unidad Diesel)
y Machala I (Unidad Térmica a Gas).
En la segunda parte del capítulo, se detallan las pruebas a ser realizadas a los
sistemas de control de unidades de generación, los cuales previamente han sido
desarrollados en DSL. Este conjunto de pruebas son ejecutadas a todos los
modelos de control desarrollados para las unidades generadoras del S.N.I.
Además de exponer las distintas pruebas, en esta parte del capítulo, se muestran
los resultados más significativos de los ensayos realizados a las unidades de
generación desarrolladas en la primera parte del capítulo.
3.1 METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE LOS MODELOS
DE LOS SISTEMAS DE CONTROL DE LA MÁQUINA
SINCRÓNICA EN DSL
3.1.1 METODOLOGÍA PARA EL MODELAMIENTO EN DSL [10]
Para un correcto modelamiento de dispositivos de control en DSL, se recomienda
seguir los siguientes pasos:
67
3.1.1.1 Recolección de la Información
Existen varias posibilidades para obtener la información de un modelo, una de
ellas es el modelo que entrega el fabricante del equipo. Otra fuente son los grupos
de investigación, entre los que se destaca la IEEE, en especial en el campo de los
dispositivos de regulación.
3.1.1.2 Modelamiento
El punto de partida para realizar el modelo, es la información recolectada
(ecuaciones diferenciales o funciones de transferencia). Para el caso de la
modelación en DSL, se parte siempre de los diagramas de bloques (o ecuaciones
de transferencia en términos de Laplace), que es la forma más común de
encontrar información de los sistemas de control.
Existen dos formas de desarrollo de modelos con el programa DIgSILENT
PowerFactory:
·
Desarrollo a través del código del lenguaje de simulación DSL (sin
necesidad de tener gráficos de soporte).
·
Desarrollo gráfico, empleando bloques predefinidos en el programa: uso
de librerías de bloques y macros.
La diferencia básica entre los dos, es que en el segundo caso no se tiene
contacto directo con el lenguaje de simulación DSL, puesto que las ecuaciones y
el lenguaje están inmersos en los bloques predefinidos en la librería del programa.
3.1.1.3 Proceso de Codificación
El proceso de codificación busca que el usuario ingrese la información necesaria
para que el modelo sea identificado completamente. Este proceso supone
ejecutar rutinas de verificación de sintaxis, verificación de condiciones iniciales,
entre otras; las cuales complementan el acople del modelo dentro del módulo de
estabilidad.
3.1.1.4 Proceso de Pruebas y Documentación
Este proceso consiste en realizar una verificación del funcionamiento del modelo
desarrollado, buscando:
68
·
Comprobar la adecuada conectividad (flujos de señales), interfaz o
comunicación
entre
los
elementos
del
sistema
y
los
modelos
desarrollados.
·
Verificar el adecuado funcionamiento del dispositivo modelado (velocidad
de respuesta, forma de onda, no linealidades, etc.).
·
Generar documentación que permita dar soporte a los posteriores
usuarios para el uso adecuado del modelo.
3.1.2 EL PROBLEMA DEL MODELAMIENTO [10]
Es importante identificar la incidencia que tiene el adecuado modelamiento de un
sistema eléctrico de potencia en el análisis de estabilidad. En la medida que los
modelos empleados reflejen adecuadamente el fenómeno que se quiere analizar,
se tendrá una garantía en los resultados obtenidos.
La estructura que se propone para el modelamiento de un sistema y los
parámetros empleados, se pueden evaluar de acuerdo a los siguientes criterios:
·
Tamaño del sistema: Esta es una cualidad importante, debido a que
grandes y pequeños sistemas tienen diferentes parámetros claves de
influencia directa; así por ejemplo, para un sistema de potencia pequeño,
la dependencia de las cargas con la frecuencia no es tan relevante, como
sí lo es para sistemas grandes.
·
Tamaño de la unidad: La importancia del tamaño de una unidad de
generación, radica en que tanto para los análisis de estado estable como
transitorios, las unidades grandes representan para el sistema una mayor
influencia en la respuesta final.
·
Estructura del sistema: Para el análisis de una red en particular,
independientemente del tamaño del sistema y de las unidades, su
estructura puede ser de mayor relevancia sobre cualquier otro factor,
como es el caso por ejemplo de sistemas radiales.
·
Fallas en el sistema: Lo más importante para las condiciones de
modelamiento del sistema, son las fallas aplicadas y las consecuencias
69
asociadas con este fenómeno. Por ejemplo, para el caso de análisis de
sintonización de un estabilizador de potencia, no serían relevantes el
modelamiento de controles lentos de reactivos o de las calderas de las
unidades térmicas.
·
Tipo de estudio: Para sistemas que están en etapa de planeamiento, se
pueden aplicar los modelos y parámetros típicos, mientras no exista
información adicional disponible. Sin embargo, para la operación del
sistema es necesaria una representación más detallada. En los casos de
análisis de problemas operacionales y de optimización de la operación, es
indispensable tener modelos detallados de los componentes más
importantes.
Algunos de los objetivos buscados en el modelamiento de un sistema pueden ser:
·
Análisis de problemas o de mal funcionamiento de los sistemas de control,
especialmente bajo condiciones de perturbación.
·
Modelamiento de sistemas no convencionales y de esquemas de control
implementados en la red de potencia.
·
Aplicaciones de estudio para la fase de diseño y especificación de
componentes y sistemas.
Independientemente del sistema analizado, si a la representación del sistema no
se le puede aplicar un modelo IEEE, o cualquier otro tipo de modelo estándar, se
debe recurrir a la utilización de un método flexible para la realización de modelos
individuales que se adapten a las necesidades del sistema. En este punto el uso
del lenguaje de simulación DSL ofrecido por DIgSILENT PowerFactory, cubre
todas estas expectativas.
3.1.3 ANÁLISIS MATEMÁTICO PARA EL CÁLCULO DE LAS CONDICIONES
INICIALES DE UN MODELO DE DSL
El proceso de cálculo de las condiciones iniciales para cualquier modelo de DSL,
consiste principalmente en determinar los valores de las variables de estado; así
70
como, la de definir las señales de entrada y las señales de salida que sean
incógnitas dentro del modelo.
En el desarrollo del cálculo matemático de las condiciones iniciales de un modelo
de DSL, las condiciones a cumplir son:
·
Todas las derivadas de las variables de estado deben ser cero.
·
Las señales de entrada y las señales de salida que sean incógnitas en el
modelo, deben quedar definidas en función de señales cuyos valores
sean conocidos. Estas últimas, generalmente vienen de la simulación de
un flujo de potencia.
3.1.4 PROCESO DE MODELAMIENTO DE UN SISTEMA DE CONTROL
COMPLETO DE UNA UNIDAD DE GENERACIÓN EN DSL [11]
Para modelar un sistema de control completo para cualquier unidad de
generación
convencional,
en
el
programa
computacional
DIgSILENT
PowerFactory, la primera acción a realizar es la modelación de cada sistema de
control en forma individual. Para este efecto, los pasos a seguir se resumen de la
siguiente manera:
·
Recolectar la información del modelo: diagrama de bloques y valores de
los parámetros de ajuste.
·
Definir la ubicación del nuevo modelo.
·
Generar una nueva hoja Block/Frame Diagram.
·
Dibujar los bloques y los operadores.
·
Construir y/o asignar las macros a los bloques.
·
Hacer la conexión de todas las señales.
·
Calcular matemáticamente las condiciones iniciales del modelo.
·
Setear las condiciones iniciales del modelo en el bloque principal.
·
Hacer la comprobación del modelo.
·
Generar el objeto Commom Model (Modelo General).
71
Una vez concluido de efectuar todos los pasos antes expuestos, para cada
sistema de control de la máquina sincrónica, se procede como siguiente punto a
la creación de un Composite Frame (Marco Compuesto), el cual es un objeto que
vincula y asocia los modelos de los sistemas de control con la máquina
sincrónica.
A continuación se presenta el modelamiento completo de los sistemas de control
para la Unidad 1 de la Central Hidroeléctrica Daule Peripa:
3.1.4.1 Construcción del VCO de la U1 de Daule Peripa
En la Figura 3.1, se muestra el diagrama de bloques y los parámetros sugeridos
para el sistema de control de voltaje (VCO) de la U1 de la Central Daule Peripa, el
cual se desea modelar.
Figura 3.1 Información para modelamiento del VCO de las unidades de Daule Peripa [27]
Una vez armado este modelo de control en DIgSILENT PowerFactory, se llega a
obtener el diagrama mostrado en la Figura 3.2. Los elementos más importantes
de este sistema de control son:
72
Bloque transductor: Bloque que simula el tiempo que le toma al
·
transductor en modificar la señal de entrada Vt (constante de tiempo Tr).
Punto de suma 1: Señales de voltaje a la salida del transductor, voltaje de
·
referencia, y desvío del voltaje.
Punto de suma 2: Señales de error de voltaje, ajuste del PSS, y
·
realimentación del voltaje a la salida del regulador a través del lazo de
estabilización.
Bloque adelanto-atraso: Bloque compensador para la señal de error-
·
corrección de voltaje (parámetros Tc y Tb).
Bloque del regulador: Bloque en el cual se define la ganancia y la
·
constante de tiempo del circuito regulador (parámetros Ka y Ta).
Bloque limitador: Bloque cuya función es limitar la señal de salida del
·
regulador (parámetros Va_max y Va_min).
Bloque de estabilización: Bloque que simula un circuito de estabilización
·
de tipo acción derivativa (parámetros Kf y Tf).
Los valores finales de los parámetros seteados para este sistema de control se
detallan en la Tabla 3.1.
Tabla 3.1 Parámetros de ajuste para el VCO de la U1 de Daule Peripa [27]
PARÁMETRO
DESCRIPCIÓN
VALOR
Tr
Constante de tiempo del transductor de voltaje [s]
0.05
Tc
Constante de tiempo de adelanto [s]
2.013
Tb
Constante de tiempo de atraso [s]
20.13
Ka
Ganancia del regulador [pu]
100
Ta
Constante de tiempo del regulador [s]
0.001
Kf
Ganancia del circuito estabilizador del regulador [pu]
0
Tf
Constante de tiempo del circuito estabilizador del regulador [s]
0
Va_min
Valor mínimo de salida del regulador de voltaje [pu]
-2.627
Va_max
Valor máximo de salida del regulador de voltaje [pu]
3.284
Las instrucciones detalladas a seguir, para el modelamiento de este sistema de
control se muestran en el Anexo Digital 1, estas tienen correspondencia directa
con las instrucciones expuestas en el numeral 3.1.4.
3
2
1
0
Vt
Vbias
TRANSDUCTOR
1/(1+sT)
Tr
x1
Vref
Vs
Vc
-
VCO Daule Peripa: (Type ST1)
dV
-
yi
Vf
sK/(1+sT)
Kf,Tf
x4
yi1
x3
REGULADOR
K/(1+sT)_
Ka,Ta
ESTABILIZADOR
ESTABILIZADOR
(1+sTb)/(1+sTa)
Tc,Tb
x2
yi2
Va_min
LÍMITES
Limits
Va_max
Efd
73
Figura 3.2 Diagrama de bloques del Sistema de Control de Voltaje de la U1 de Daule
Peripa
DIgSILENT
74
3.1.4.2 Construcción del PCU de la U1 de Daule Peripa
En la Figura 3.3, se presenta el diagrama de bloques del sistema de control de
velocidad (PCU) de la U1 de la Central Daule Peripa, el cual se desea construir.
Figura 3.3 Información para modelamiento del PCU de las unidades de Daule Peripa [27]
Al culminar de construir el modelo de control en el programa, se llega a conseguir
el diagrama mostrado en la Figura 3.4. Debido a la falta de parámetros,
únicamente se modela la parte señalada. Los elementos más importantes de este
sistema de control son:
·
Bloque de filtro: Bloque que emula el tiempo empleado en la medición de
la señal de entrada w (constante de tiempo To).
·
Punto de suma 1: Señales de velocidad de referencia, velocidad de la
máquina ajustada, y desvío de la velocidad.
·
Bloque PIDP: Bloque equivalente en el cual están inmersos el control de
la señal de error (control tipo PID), y las funciones de transferencia que
simulan los estatismos permanente y transitorio, típicos de una unidad
hidráulica (parámetros T1v, Td, Tv, bp, bt).
75
·
Punto de suma 2: Señales a la salida del bloque PIDP, y realimentación
de la señal del transductor de la posición de la compuerta.
·
Bloque actuador de compuerta: Bloque que simula la acción del actuador
de la ventana de la compuerta (parámetros Kag, Tym).
·
Bloques de control de la válvula y servomotor: Bloques que reflejan la
dinámica de la válvula y la del servomotor de la compuerta principal
(parámetros Tyg y Tyg2).
·
Bloque transductor de la posición de compuerta: Bloque que emula el
efecto de realizar la transducción de la posición de la compuerta principal
(parámetro Kg).
·
Bloque turbina: Bloque que refleja la acción de una turbina de tipo
hidráulica (parámetro Tw).
Los valores finales de los parámetros seteados para este sistema de control se
detallan en la Tabla 3.2.
Tabla 3.2 Parámetros de ajuste para el PCU de la U1 de Daule Peripa [27]
PARÁMETRO
DESCRIPCIÓN
VALOR
To
Retardo de tiempo de primer orden [s]
0.02
T1v
Tiempo derivativo de elemento derivativo idealizado [s]
0.15
Td
Tiempo integral [s]
1
bp
Estatismo permanente [pu]
0.04
bt
Estatismo transitorio [pu]
0.52
Tv
Tiempo derivativo [s]
0.3
Kag
Ganancia proporcional a la salida del amplificador [pu]
5
Tym
Tiempo de retardo a la salida del amplificador [s]
0.05
Tyg
Constante de tiempo integral (servo gate) [s]
0.2
Tyg2
Tiempo de retardo de primer orden [s]
0.05
Kg
Ganancia de la posición del transductor de la compuerta [pu]
1
Tw
Constante de tiempo de arranque de agua [s]
1
De manera similar al caso del sistema de control de voltaje, expuesto en el
numeral anterior, para la construcción de este sistema de control, se deben seguir
los pasos dados en el numeral 3.1.4. Estas instrucciones se encuentran
detalladas en el Anexo Digital 1.
2
1
0
w
wt
wbias
RETARDO EN MEDICIÓN
1/(1+sT)
To
x1
wref
PCU Daule Peripa: VOITH
dw
x2, x3
BLOQUE PIDP
(A0+sA1+ssA2)/(B0+sB1+ssB2)_mod
T1v,Td,bp,bt,Tv
o1
-
x4
K/(1+sT)
Kag,Tym
yi1
1/sT
Tyg
x5
yi2
1/(1+sT)
Tyg2
x6
yi3
CONTROL DE LA VÁLVULA Y SERVOMOTOR DE LA COMPUERTA
K
Kg
TRANSDUCTOR DE LA POSICIÓN DE LA COMPUERTA
ACTUADOR DE LA VENTANA
DE LA COMPUERTA
yi
o2
x7
TURBINA HIDRÁULICA
(1-sT)/(1+sT/2)
Tw
pt
76
Figura 3.4 Diagrama de bloques del Sistema de Control de Velocidad de la U1 de Daule
Peripa
DIgSILENT
77
3.1.4.3 Construcción del PSS de la U1 de Daule Peripa
En la Figura 3.5, se presenta el diagrama de bloques y el rango de parámetros
sugeridos para el estabilizador de sistemas de potencia (PSS) de la U1 de la
Central Daule Peripa, el cual se desea modelar. Este sistema de control dispone
de dos entradas para la función de amortiguar las oscilaciones de potencia, las
cuales son: el desvío de la velocidad, y la potencia eléctrica de la máquina.
Figura 3.5 Información para modelamiento del PSS de las unidades de Daule Peripa [27]
Una vez construido este modelo de control en el programa, se logra obtener el
diagrama de bloques mostrado en la Figura 3.6. Los elementos más significativos
de este sistema de control son:
·
Punto de suma 1: Señales de velocidad de la máquina, y velocidad de
referencia.
·
Bloque de ganancia lazo f: Bloque que proporciona una ganancia a la
señal de error de la velocidad (parámetro KF).
·
Bloque de ganancia lazo P: Bloque que proporciona una ganancia a la
señal de potencia eléctrica de la máquina (parámetro KP).
·
Punto de suma 2: Señales a la salida del lazo de velocidad, y a la salida
del lazo de potencia eléctrica.
78
·
Bloques washout: Bloques que filtran la señal a su entrada (parámetros
Tw y Tw2).
·
Bloque de ganancia del PSS: Bloque que proporciona una ganancia a la
señal de la salida de los filtros washout (parámetro K).
·
Bloques adelanto-atraso: Bloques que agregan compensación de fase a la
señal a la salida del bloque de ganancia del PSS (parámetros T1, T2, T3 y
T4).
·
Bloque limitador: Bloque que delimita la señal a la salida del PSS
(parámetros Lim_min y Lim_max).
El intervalo de valores, así como los valores finales de los parámetros seteados
para este sistema de control se muestran en la Tabla 3.3.
El modelamiento de este sistema de control es de manera semejante a los dos
anteriores, y se basa en las instrucciones expuestas en el numeral 3.1.4. Estas
instrucciones a detalle se muestran en el Anexo Digital 1.
Tabla 3.3 Parámetros de ajuste para el PSS de la U1 de Daule Peripa [27]
PARÁMETRO
DESCRIPCIÓN
VALOR
KF
Ganancia del lazo de frecuencia [0,100] [pu]
0.1
KP
Ganancia del lazo de potencia [0,5] [pu]
0.05
Tw
Constante de tiempo del filtro washout [0,10] [s]
2
Tw2
Constante de tiempo del filtro washout2 [0,10] [s]
2
K
Ganancia del PSS [0,5] [pu]
0.05
T1
Constante de tiempo de adelanto1 [0,1] [s]
0.9
T2
Constante de tiempo de atraso1 [0,5] [s]
0.3
T3
Constante de tiempo de adelanto2 [0,1] [s]
0.3
T4
Constante de tiempo de atraso2 [0,0.1] [s]
0.1
Lim_min
Límite mínimo a la salida PSS [-0.1,0] [pu]
-0.1
Lim_max
Límite máximo a la salida PSS [0,0.1] [pu]
0.1
2
1
0
w
wref
pgt
dw
GANANCIA Pe
K
KP
GANANCIA dw
K
KF
o1
-
o2
PSS Daule Peripa:
yi
sT/(1+sT)
Tw2
WASHOUT
WASHOUT
yi1
x2
sT/(1+sT)
Tw
x1
K
K
GANANCIA PSS
yi2
yi3
yi4
(1+sTb)/(1+sTa)
T3,T4
x4
BLOQUES ADELANTO-ATRASO
(1+sTb)/(1+sTa)
T1,T2
x3
Limits
LÍMITES
Lim_min
yi5
Vs
Lim_max
79
Figura 3.6 Diagrama de bloques del Estabilizador de Sistemas de Potencia de la U1 de
Daule Peripa
DIgSILENT
80
3.1.4.4 Construcción del Composite Frame para la U1 de Daule Peripa
Una vez concluido la modelación de todos los controles presentes en la U1 de
Daule Peripa, como siguiente paso a desarrollar es la construcción del Composite
Frame para esta unidad.
Existe la posibilidad de ajustar un Composite Frame propio de la librería de
DIgSILENT PowerFactory, y adecuarlo para esta unidad en particular. Para esta
acción, como primer paso es buscar el modelo del Frame dentro de las librerías
del programa, copiarlo, y luego pegarlo en la carpeta del proyecto en la cual se
encuentran todos los modelos de los sistemas de control de la unidad.
Los modelos de Frames disponibles en las librerías de DIgSILENT PowerFactory,
son modelos generales que cuentan con gran cantidad de señales y slots, por lo
que para un sistema de control pequeño (pocas señales y pocos slots), como en
este caso, se opta por armar en su totalidad el Frame.
En la Figura 3.7, se presenta el Frame para la U1 de la Central Daule Peripa, el
cual se desea armar. En el Anexo Digital 2, se describe los pasos detallados a
seguir para la construcción de un Frame.
1
0
Frame Daule Peripa:
PSS
ElmPss*
Vs
1
0
PCU
ElmPcu*
VCO
ElmVco*
pgt
pt
Efd
w
Vt
1
0
Generator
ElmSym*
2
1
0
81
Figura 3.7 Composite Frame para la U1 de Daule Peripa
DIgSILENT
82
3.2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DEL DESARROLLO DE
MODELOS EN DSL PARA LAS UNIDADES DEL S.N.I.
La metodología descrita en el numeral 3.1, es aplicada para el modelamiento de
los sistemas de control de todas las unidades de generación dentro del S.N.I.
Ecuatoriano.
Con el afán de seguir un orden determinado, en primer lugar se construye los
modelos de control de unidades de generación, cuya información sea completa o
suficiente para un adecuado modelamiento en DSL. Luego de esto, se procede a
armar los modelos de control de las unidades generadoras, de los cuales se tenga
información incompleta o por partes, por ejemplo: un caso donde sólo se disponga
de información para el modelamiento de un sistema de control. Y finalmente, se
culmina con el modelamiento de los sistemas de control de las unidades de
generación, cuya información sea insuficiente o nula; para este hecho se debe
realizar la adaptación de modelos.
La adaptación de un modelo significa adecuar y/o ajustar un modelo de control ya
desarrollado, y a éste hacerlo coincidir al modelo del sistema de control del cual
se tiene poca o nada de información para su modelamiento, esto con el fin de
obtener una respuesta adecuada al momento de realizar las pruebas de
funcionamiento. Los modelos base para la adaptación pueden ser modelos
desarrollados por el usuario, o modelos tomados de la librería del programa. Para
la adaptación de modelos como punto principal se debe tener en cuenta el tipo de
central.
Todas las unidades de generación de potencia efectiva menor a 5 MW dentro del
S.N.I., carecen de información alguna para el modelamiento de los sistemas de
control en DSL, por lo que para su modelamiento se opta por adecuar modelos
para estas unidades generadoras. En este rango de potencia se tiene dos tipos de
unidades de generación: hidráulicas y térmicas a diesel. Para el caso de las
unidades hidráulicas se utiliza los modelos: IEEE AC4C (Sistema de Control de
Voltaje) y IEEE G3 (Sistema de Control de Velocidad) [23], mientras que para las
unidades térmicas a diesel se usa los modelos: ESAC8B (Sistema de Control de
Voltaje) y DEGOV1 (Sistema de Control de Velocidad) [22]. Se selecciona estos
83
modelos, debido a que son los modelos de sistemas de control más sencillos que
se puede hallar en documentación o en la librería del programa.
A los modelos de control de unidades de generación que ya han sido realizados,
previo a la elaboración de este proyecto, se efectúa una verificación de los
mismos, esto con el propósito de corroborar su correcto modelamiento. Para este
efecto, fundamentalmente se debe comprobar estos modelos mediante el uso del
programa. Además, se realizar la revisión del cálculo matemático de las
condiciones iniciales, y el seteo de los parámetros en el Common Model (ver
Anexo Digital 1).
En el numeral 3.1.4, está expuesto en forma completa el desarrollo de los
sistemas de control de la U1 de Daule Peripa, la cual es de tipo hidráulica y para
la cual se dispone de información suficiente para el modelamiento de los
controles. Los modelos completos para los otros tipos de unidades de generación,
que se dispone de la información suficiente para su modelamiento, y los cuales
van a ser objeto de estudio más adelante en el presente capítulo se presentan en
el Anexo 1. Los modelos de los sistemas de control desarrollados para las demás
unidades generadoras presentes en el S.N.I., se presentan en el Anexo Digital 4.
En el Anexo Digital 6, se muestra una tabla señalando todas las unidades de
generación cuyos sistemas de control han sido desarrollados en el presente
proyecto, así como especificando sus respectivas referencias bibliográficas.
3.3 METODOLOGÍA PARA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS A
LOS MODELOS DE SISTEMAS DE CONTROL DE LA
MÁQUINA SINCRÓNICA DESARROLLADOS PREVIAMENTE
EN DSL [12]
3.3.1 SISTEMA DE PRUEBAS
La realización de pruebas en un sistema aislado tiene como finalidad verificar el
correcto desempeño de los sistemas de control, ante diferentes transitorios
electromecánicos en los que se reflejen cambios tanto en la carga de la red
aislada, como en las variables de referencia de los controles.
84
3.3.2 CASO DE PRUEBA
La red de prueba, en la cual se realiza los ensayos a los modelos de los sistemas
de control se muestra en la Figura 3.8. Esta red está compuesta por dos barras
interconectadas mediante un cable, un generador y una carga. Además, opera en
forma aislada, es decir, no tiene la influencia de una red externa o de otro sistema
eléctrico de potencia.
El objetivo de emplear una red aislada para efectuar las diferentes pruebas, es
que con ello, solamente se halle la respuesta pura de los sistemas de control y del
generador sincrónico. Los controles de la máquina son los únicos dentro de la red
de prueba, y su actuación debe responder a las desviaciones generadas por los
eventos.
Cable
52.3
56.88 MW
0.03 Mvar
52.30 %
B1/Barra_Gen
13.80 kV
1.00 p.u.
0.00 deg
-56.88 MW
0.00 Mvar
52.30 %
B2/Barra_Load
56.88 MW
0.03 Mvar
72.00 %
13.80 kV
1.00 p.u.
-0.03 deg
56.88 MW
-0.00 Mvar
G
~
Daule Peripa
72.0
General Load
Figura 3.8 Red de prueba para la U1 de la Central Daule Peripa
Al realizar ensayos a un sistema de potencia que tiene la influencia de una red
externa o que está interconectado con otro sistema, se da el caso de que éstos
pueden contribuir favorable o desfavorablemente en los errores del modelo a
probar, o en la tendencia de la respuesta a ser evaluada.
El paso preliminar para iniciar el proceso de pruebas, es la creación de un
Composite Model, el cual relaciona en la red aislada, los sistemas de control
desarrollados con su respectiva máquina sincrónica. En el Anexo Digital 3, se
muestra las instrucciones detalladas a seguir para la creación de un Composite
Model.
85
Existe una rutina de prueba, propia de DIgSILENT PowerFactory, para probar los
modelos de los sistemas de control de voltaje, y de velocidad de los generadores
sincrónicos [9]. Esta rutina genera automáticamente, una red de prueba para un
sistema aislado con un generador, una barra y una carga; además de definir
eventos que simulan cambios en forma escalonada para cada uno de los
controles. Estos eventos son: un incremento del 2% del valor del voltaje de
referencia para el sistema de control de voltaje, y un evento de incremento de
carga del 10% para el sistema de control de velocidad [9].
Para crear esta rutina de prueba, se debe dar un clic sobre la opción Step
Response Test dentro del Composite Model de la máquina sincrónica a ser
probada, tal como se muestra en la Figura 3.9.
Figura 3.9 Opción para crear la rutina de pruebas para evaluar el VCO y PCU de
una máquina sincrónica
3.3.3 PRUEBAS A REALIZAR A LOS SISTEMAS DE CONTROL DE VOLTAJE
(VCO) Y DE VELOCIDAD (PCU)
Al momento de realizar las pruebas en DIgSILENT PowerFactory, a los sistemas
de control de velocidad y de voltaje de la máquina sincrónica, es indispensable
que se encuentren activos ambos modelos de regulación, es decir, para realizar
las pruebas al VCO (Regulador Automático de Voltaje) es necesaria la activación
del modelo del PCU (Regulador Automático de Velocidad y Turbina) e
inversamente.
86
La máquina sincrónica seleccionada para mostrar el desarrollo de las pruebas, en
forma particular, es la Unidad 1 de la Central Hidroeléctrica Daule Peripa con sus
respectivos controles. La modelación de estos sistemas de control fue expuesta
en el numeral 3.1.4.
La Central Daule Peripa cuenta con tres unidades de generación, las cuales
tienen características similares, por ende se puede decir que tienen los mismos
parámetros. Cada unidad tiene una capacidad nominal de 79 MVA, con un factor
de potencia de 0.9, y un voltaje terminal nominal de 13.8 kV.
Para efectuar las pruebas primero se debe definir un punto inicial de operación
para el sistema, para este caso se tiene: la máquina sincrónica operando con una
cargabilidad del 72%, a un voltaje terminal de 1.0 pu, y alimentando una carga de
56.88 MW, que es el 80% de la potencia activa nominal del generador (Figura
3.8). La carga en el sistema es de tipo resistiva pura, la cual es modelada 100%
estática, y con factores de dependencia del voltaje iguales a uno para potencia
activa y reactiva.
Es posible escoger otro punto de operación inicial para el sistema, esto siempre y
cuando se deje un margen para un incremento en la cargabilidad del generador
(margen de 10%).
3.3.3.1 Prueba de Operación en Estado Estable
Antes de realizar cualquier tipo de prueba a los sistemas de control de velocidad,
y de voltaje de una unidad de generación, es prioritaria la realización de la prueba
de operación en estado estable, esto con la intención de comprobar el
desempeño de los modelos, y analizar su estabilidad numérica.
La prueba de operación en estado estable consiste en emular la respuesta de los
modelos de control, sin la ocurrencia de ningún tipo de evento en el sistema.
Con esta prueba se examina que las variables del VCO y PCU, presenten un
comportamiento constante en el tiempo de simulación. Para el caso del VCO las
variables a inspeccionar son: el voltaje de excitación y el voltaje en bornes del
generador, mientras que para el PCU son: la potencia de la turbina y la velocidad
(ó la frecuencia, dependiendo de la entrada del sistema de control de velocidad).
87
Es recomendable que esta prueba se realice para un tiempo de simulación de 300
s. En este tiempo se debe constatar que las variaciones presentadas en una
variable sean inferiores a 1x10-5 [12].
Los resultados de efectuar esta prueba a los sistemas de control de la U1 de
Daule Peripa se muestran en la Figura 3.16. En estas gráficas se observa como
las variables de los controles permanecen constantes en el tiempo, y sus valores
numéricos coinciden con los del punto inicial de operación. El voltaje terminal Vt y
la velocidad de la máquina w, se mantienen en un valor de 1.0 pu, la potencia de
la turbina pt lo hace a un valor de 0.802 pu (aprox. el 80% de la potencia activa
nominal del generador), mientras que el voltaje del devanado de campo
permanece en un valor de 1.16 pu.
3.3.3.2 Pruebas al Sistema de Control de Voltaje (VCO)
3.3.3.2.1 Escalón del +/-5% en el Voltaje de Referencia
Esta prueba consiste en variar súbitamente el voltaje de referencia del modelo del
VCO, ya sea en más o menos el 5% de su valor inicial [12]. En la respuesta de
este modelo, se comprueba que el voltaje terminal de la máquina tienda al nuevo
valor de referencia, y que su respuesta sea amortiguada dentro de los tiempos
normales para cada tipo de unidad de generación [12]. Se selecciona los
porcentajes de cambio de +/-5% en el voltaje de referencia, debido a que se
considera que estos valores, son los límites normales de voltaje para las unidades
de generación.
El evento para el cambio del voltaje de referencia, debe ser generado desde el
modelo del VCO, es decir, se debe crear un evento de cambio de parámetro en el
Common Model del VCO de la unidad de generación (Figura 3.10).
Una vez generado el evento, el programa muestra la ventana dada en la Figura
3.11, en esta se debe setear: el nombre de la variable del VCO cuyo valor va a
ser cambiado, el nuevo valor de la variable, y el tiempo al que ocurrirá dicho
cambio.
88
Figura 3.10 Definición de un evento de cambio de parámetro para el VCO
Figura 3.11 Seteo de información para evento de cambio de parámetro del VCO
Con la definición de este evento, se busca confirmar mediante la simulación, si
verdaderamente la máquina sincrónica, tiende a un voltaje terminal de 5% por
encima del valor de operación en estado estable.
Al realizar esta prueba al sistema de control de voltaje de la U1 de Daule Peripa,
se obtienen las gráficas presentadas en la Figura 3.17. En estas se pueden
observar, como el voltaje terminal del generador ut inicia en un valor de 1.00 pu, y
89
luego llega a estabilizarse en un valor de 1.049 pu a un tiempo de 42 s. Este
resultado ratifica que el sistema de control de voltaje actúa adecuadamente ante
esta prueba. En cuanto a las otras variables presentadas, cabe destacar que
todas llegan a estabilizarse de una forma apropiada.
Para lograr el incremento del voltaje terminal, es necesario el incremento del
voltaje de excitación. Al aumentar el voltaje de la máquina, ésta requiere un
incremento en la potencia mecánica de entrada, obligando a la operación del
PCU, y debido a que al mismo tiempo aumenta el voltaje en la carga, ésta
demanda mayor potencia eléctrica, por lo que se presenta una pequeña
desviación en la velocidad. En el caso de un decremento del 5% del voltaje de
referencia, ocurriría lo expuesto anteriormente en forma inversa.
3.3.3.3 Pruebas al Sistema de Control de Velocidad (PCU)
3.3.3.3.1 Escalón del +/-5% en la Velocidad de Referencia
Esta prueba consiste en variar súbitamente la velocidad de referencia del modelo
del PCU, ya sea en más o menos 5% de su valor inicial. En la respuesta de este
modelo, se verifica que la velocidad de la máquina, y por ende de la red, tienda al
nuevo valor de referencia, y que su respuesta sea amortiguada dentro de los
tiempos normales para cada tipo de unidad de generación [12]. Generalmente
esta prueba se la realiza para un escalón estándar de +/-1%, pero con el
propósito de hacerle una prueba más severa al modelo, se utiliza un escalón de
+/-5% en la velocidad de referencia [12]. La razón de ser del escalón de +/-1%, es
debido a que en estos límites no actúan las protecciones de sobre y baja
frecuencia de las unidades generadoras.
El evento para el cambio de la velocidad de referencia, debe ser generado desde
el modelo del PCU, es decir, se debe crear un evento de cambio de parámetro en
el Common Model del PCU de la unidad de generación. La definición de este
evento es similar al definido para el cambio de voltaje de referencia (Figura 3.10).
El seteo de la información para este evento se muestra en la Figura 3.12.
90
Figura 3.12 Seteo de información para el evento de cambio de parámetro del PCU
Al realizar esta prueba al sistema de control de velocidad de la U1 de Daule
Peripa, se obtienen las gráficas presentadas en la Figura 3.18. En estas se
pueden observar, como la máquina llega a estabilizarse alcanzando la nueva
consigna de velocidad de 1.05 pu en un tiempo de 224 s, y esto cuando se aplica
el escalón positivo respecto a la referencia inicial de 1.00 pu. Con este resultado
se corrobora que el sistema de control de velocidad funciona correctamente para
esta prueba. En cuanto a las otras variables presentadas, éstas sufren un
transitorio debido a la nueva consigna de velocidad, pero llegan a estabilizarse
adecuadamente.
3.3.3.4 Pruebas Generadas sobre Cambios en los Elementos Externos
Estas pruebas se desarrollan para verificar el desempeño de todos los sistemas
de control en conjunto con el generador, pero los eventos son provocados de
manera externa a cualquiera de ellos.
De igual manera que las pruebas anteriores, se busca comprobar que los
controles respondan de forma amortiguada dentro de los tiempos normales de
respuesta para cada tipo de unidad de generación.
Las pruebas externas a ser aplicadas son las siguientes:
91
3.3.3.4.1 Rechazo de Carga del 100%
Esta prueba consiste en tener la máquina conectada al sistema de prueba en
estado estable, y realizar súbitamente la apertura del interruptor de la carga [12].
En esta prueba se verifica el desempeño de variables como: el voltaje de
excitación, el voltaje terminal, la potencia mecánica, y la velocidad [12]. Además,
se busca que los tiempos de estabilización de las variables sean apropiados.
Figura 3.13 Definición de un evento de switcheo en la red de prueba
El evento de switcheo para realizar la prueba de rechazo de carga, se define en la
red de prueba como se muestra en la Figura 3.13.
Una vez creado el evento de switcheo, el programa muestra la ventana dada en la
Figura 3.14, donde se solicita la información necesaria para la simulación de este
evento.
Figura 3.14 Seteo de información para evento de switcheo
92
Al efectuar esta prueba al sistema dado para la U1 de Daule Peripa, se obtienen
las gráficas mostradas en la Figura 3.19. En estas gráficas se observa que la
velocidad del sistema crece y se estabiliza, de un valor de 1.00 a 1.032 pu, en un
tiempo de 229 s. Esta respuesta es válida, debido a que cuando en un sistema de
potencia existe pérdida de carga, se pierde el equilibrio mecánico-eléctrico, y por
lo tanto la frecuencia del sistema aumenta. La respuesta del voltaje terminal de la
máquina, se estabiliza y tiende a mantenerse en su valor inicial, pues toma un
valor de 1.002 pu a los 190 s. En cuanto a las otras variables, éstas llegan a
estabilizarse de una manera conveniente.
3.3.3.4.2 Cambio de Carga del +/-10%
Esta prueba consiste en tener la máquina conectada al sistema de prueba en
estado estable, y realizar súbitamente un incremento, o un decremento del 10%
de la carga [16]. La modelación de la carga puede ser de cualquier tipo, pero por
facilidad se usa una carga resistiva pura.
En esta prueba de manera idéntica que las anteriores, se examina el desempeño
de variables como: el voltaje de excitación, el voltaje terminal, la potencia
mecánica, y la velocidad; así como los tiempos de estabilización de las mismas
[16].
El escalón de +/-10% de cambio en la carga es debido a que con este porcentaje,
la variación en la velocidad de la máquina sincrónica no es muy grande, por lo
que las protecciones de sobre y baja frecuencia no operan.
El evento de carga para esta prueba se define de forma similar que el evento de
switcheo, es decir, en vez de seleccionar la opción Switch Event de la Figura
3.13, se escoge la opción Load Event.
Una vez creado el evento de carga, se despliega la ventana mostrada en la Figura
3.15, en ésta el programa solicita el ingreso de la información necesaria para la
definición de este evento.
93
Figura 3.15 Seteo de información para evento de carga
Las gráficas obtenidas luego de ejecutar esta prueba al sistema dado para la U1
de Daule Peripa, se muestran en la Figura 3.20. En éstas se observa que al simular
un escalón positivo de 10% de carga resistiva pura, los sistemas de control VCO y
PCU logran llevar a la unidad a un nuevo punto estable de operación. La
velocidad del sistema llega a tomar un nuevo valor de 0.997 pu en un tiempo de
234 s, respuesta que es correcta, ya que al existir un incremento de carga,
necesariamente la frecuencia del sistema debe disminuir para que el sistema
llegue a estabilizarse. El voltaje terminal de la unidad conserva su valor inicial
1.00 pu, luego de ocurrido el transitorio debido al evento. En cuanto a las otras
variables presentadas, éstas llegan a estabilizarse de una manera adecuada en
nuevos valores.
239.98
[s] 300.00
239.98
[s] 300.00
CM PCU Daule Peripa: wref
Figura 3.16 Prueba de operación en estado estable - U1 Central Daule Peripa
179.96
119.94
179.96
CM PCU Daule Peripa: w
59.920
11.820 s
1.000
119.94
CM VCO Daule Peripa: Vt
59.920
11.460 s
1.000
239.98
239.98
[s] 300.00
[s] 300.00
8.015E-1
-0.1000
8.015E-1
8.015E-1
8.015E-1
8.015E-1
8.015E-1
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
179.96
119.94
179.96
Estable
CM PCU Daule Peripa: pt
59.920
9.870 s
0.802
119.94
CM VCO Daule Peripa: Vref
59.920
10.560 s
1.000
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
1.000E+0
-0.1000
179.96
1.000E+0
-0.1000
119.94
1.000E+0
1.000E+0
59.920
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
9.620 s
1.000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
CM VCO Daule Peripa: Efd
1.000E+0
-0.1000
179.96
1.1602
-0.1000
119.94
1.000E+0
1.1602
59.920
1.000E+0
1.1602
1.000E+0
1.000E+0
10.970 s
1.160
1.000E+0
1.1602
1.1602
1.1602
[s] 300.00
[s] 300.00
Annex: 1 /1
Date:
239.98
239.98
94
DIgSILENT
79.920
159.94
239.96
319.98
[s]
400.00
0.77
-0.1000
0.81
159.94
Figura 3.17 Prueba de escalón de +5% del voltaje de referencia del VCO - U1 Central
Daule Peripa
319.98
[s]
400.00
0.988
-0.1000
0.991
1.000 s
1.000 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
43.192 s
1.049 p.u.
159.94
159.94
Daule Peripa: Speed in p.u.
79.920
10.442 s
0.989 p.u.
26.612 s
1.002 p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
79.920
2.942 s
1.051 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
239.96
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
79.920
2.242 s
0.800 p.u.
1.000 s
0.802 p.u.
0.994
0.85
313.872 s
0.883 p.u.
0.997
0.89
1.003
0.98
-0.1000
1.000
17.512 s
0.938 p.u.
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
1.000 s
1.160 p.u.
1.00
0.93
0.97
1.100
-0.1000
1.225
1.02
1.350
111.922 s
1.221 p.u.
1.04
1.475
1.08
1.06
1.012 s
1.671 p.u.
1.600
1.725
239.96
[s]
[s]
Annex: 1 /2
Date:
319.98
319.98
ustep+5%
228.282 s
0.997 p.u.
239.96
400.00
400.00
95
DIgSILENT
0.30
-0.1000
0.50
0.70
0.90
1.10
1.30
1.070
-0.1000
159.94
159.94
Figura 3.18 Prueba de escalón de +5% de la velocidad de referencia del PCU - U1
Central Daule Peripa
239.96
[s]
400.00
319.98
[s]
400.00
0.99
-0.1000
1.01
1.03
1.05
1.07
1.09
0.998
-0.1000
159.94
159.94
Daule Peripa: Speed in p.u.
79.920
1.742 s
0.999 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
18.072 s
1.082 p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
79.920
1.302 s
0.999 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
7.862 s
1.002 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
239.96
262.042 s
0.802 p.u.
319.98
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
79.920
1.182 s
0.417 p.u.
1.000 s
0.802 p.u.
8.972 s
1.198 p.u.
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
79.920
0.999
12.932 s
1.076 p.u.
1.095
238.862 s
1.115 p.u.
1.001
1.002
1.000
1.000 s
1.160 p.u.
1.352 s
1.172 p.u.
1.003
1.120
1.145
1.170
1.195
239.96
239.96
[s]
[s]
Annex: 1 /3
Date:
319.98
wstep+5%
224.682 s
1.050 p.u.
319.98
236.272 s
1.000 p.u.
400.00
400.00
96
DIgSILENT
79.920
159.94
319.98
[s]
400.00
239.96
319.98
[s]
400.00
1.03
1.06
Figura 3.19 Prueba de rechazo de carga - U1 Central Daule Peripa
5.000 s
1.000 p.u.
22.262 s
0.999 p.u.
159.94
79.920
159.94
Daule Peripa: Speed in p.u.
30.852 s
0.986 p.u.
14.412 s
1.100 p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
79.920
5.000 s
1.000 p.u.
5.912 s
1.019 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
0.97
-0.1000
159.94
243.192 s
0.000 p.u.
1.09
1.12
-1.50
-0.1000
79.920
239.96
1.00
21.832 s
-0.533 p.u.
5.000 s
0.802 p.u.
5.692 s
0.824 p.u.
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
0.997
-0.1000
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
0.80
-0.1000
1.002
0.90
8.462 s
0.882 p.u.
1.007
170.132 s
0.970 p.u.
1.012
1.00
1.10
1.017
1.20
5.000 s
1.160 p.u.
1.022
1.30
239.96
239.96
319.98
Rechazo Carga
[s]
[s]
Annex: 1 /4
Date:
319.98
233.832 s
1.032 p.u.
194.562 s
1.002 p.u.
400.00
400.00
97
DIgSILENT
79.920
159.94
239.96
400.00
0.77
-0.1000
0.81
159.94
Figura 3.20 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva - U1 Central Daule Peripa
239.96
319.98
[s]
400.00
0.989
-0.1000
0.992
79.920
159.94
142.792 s
1.000 p.u.
26.562 s
1.001 p.u.
159.94
Daule Peripa: Speed in p.u.
79.920
10.522 s
0.990 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
1.942 s
0.997 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
79.920
1.722 s
0.799 p.u.
1.000 s
0.802 p.u.
0.995
1.001
1.004
0.996
-0.1000
0.85
245.212 s
0.881 p.u.
[s]
0.998
17.672 s
0.935 p.u.
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
319.98
0.997
0.89
0.93
0.97
1.1500
-0.1000
1.1625
0.998
1.000
1.1750
263.372 s
1.194 p.u.
0.999
1.000 s
1.160 p.u.
5.762 s
1.204 p.u.
1.001
1.1875
1.2000
1.2125
235.042 s
0.997 p.u.
[s]
[s]
Annex: 1 /5
Date:
319.98
319.98
Cambio de Carga
239.96
239.96
400.00
400.00
98
DIgSILENT
99
3.3.4 PRUEBAS A REALIZAR AL ESTABILIZADOR DE SISTEMAS DE
POTENCIA (PSS)
En este punto no se hacen pruebas específicas para analizar el funcionamiento
del PSS, es decir, pruebas en las que se verifique el amortiguamiento que
proporcione este sistema de control en las oscilaciones del sistema. Sin embargo,
para probar su desempeño es necesario realizar las mismas pruebas descritas en
los numerales 3.3.3.1 al 3.3.3.4.
Al realizar los ensayos para prueba del PSS, todos los sistemas de control deben
estar habilitados (PCU + VCO + PSS), esto con el propósito de verificar que el
PSS no cambie la tendencia de la respuesta del sistema, ya sea en estado
estable o ante los eventos generados en las pruebas.
En estudios más minuciosos, es posible hacer la prueba de amortiguamiento de
oscilaciones, ajuste de las constantes adelanto-atraso, y de la ganancia del PSS;
esto mediante un análisis modal del sistema, y la ejecución de simulaciones con
eventos que exciten los modos de oscilación para los cuales se desea ajustar el
PSS.
Para analizar el efecto que tiene la acción del PSS en el sistema dado para la U1
de Daule Peripa, se realiza la prueba de incremento de carga de 10%. Con esta
prueba se pretende constatar, si los valores seteados en el Common Model del
PSS de esta unidad de generación, causan inestabilidad o sobreoscilaciones en el
sistema de prueba. Se elige esta prueba porque con este evento, se obliga a la
actuación de todos los sistemas de control por igual, ya que hay variación de
voltaje y velocidad en la maquina sincrónica debido al incremento de carga.
Las respuestas para este ensayo se muestran en la Figura 3.21. El primer caso
corresponde a la acción de los sistemas de control sin la acción del PSS, mientras
que el segundo caso corresponde a la acción de los tres sistemas de control
juntos. Al analizar las gráficas, se observa que el PSS tiene una actuación nula en
cuanto al amortiguamiento de las oscilaciones, pues no mejora ni deteriora la
respuesta dada por los sistemas de control de voltaje y velocidad.
239.96
-0.0020
-0.1000
-0.0015
239.96
CM VCO Daule Peripa: Vs
CM VCO Daule Peripa: Vs
79.920
319.98
[s] 400.00
239.96
319.98
159.94
239.96
319.98
[s] 400.00
265.682 s
0.881 p.u.
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
Daule Peripa: Turbine Power in p.u.
79.920
1.682 s
0.799 p.u.
1.000 s
0.802 p.u.
17.562 s
0.935 p.u.
[s] 400.00
Figura 3.21 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva sin y con PSS - U1 Central
Daule Peripa
HIDRONACIÓN - DAULE PERIPA
MARLON ULLAURI
159.94
239.96
319.98
159.94
239.96
Cambio de Carga_con_PSS
Daule Peripa: Speed in p.u.
Daule Peripa: Speed in p.u.
79.920
10.372 s
0.990 p.u.
26.562 s
1.001 p.u.
[s] 400.00
[s] 400.00
Annex: 1 /6
Date:
319.98
252.122 s
0.997 p.u.
Daule Peripa: Electrical Power in p.u.
Daule Peripa: Electrical Power in p.u.
79.920
1.000 s
0.800 p.u.
61.122 s
0.879 p.u.
17.542 s
0.880 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
0.989
-0.1000
0.992
0.995
0.998
1.001
1.004
0.79
-0.1000
0.81
0.83
0.85
0.87
0.89
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
0.77
-0.1000
0.81
0.85
-0.0010
0.97
159.94
183.582 s
1.000 p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
Daule Peripa: Terminal Voltage in p.u.
79.920
1.762 s
0.997 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
0.996
-0.1000
0.89
159.94
[s] 400.00
-0.0005
1.005 s
-0.002
319.98
0.997
0.93
3.852 s
0.000
159.94
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
Daule Peripa: Excitation Voltage in p.u.
79.920
1.005 s
1.148 p.u.
0.0000
0.0005
1.13
-0.1000
1.15
0.998
1.000 s
1.160 p.u.
1.000
1.17
272.412 s
1.194 p.u.
0.999
5.712 s
1.204 p.u.
1.001
1.19
1.21
1.23
100
DIgSILENT
101
3.4 APLICACIÓN DE LA METODOLÓGICA DE PRUEBAS PARA
LAS UNIDADES DEL S.N.I.
La metodología expuesta en el numeral 3.3, es aplicada para probar todos los
modelos DSL de los sistemas de control de las unidades de generación
convencionales dentro del S.N.I. Ecuatoriano.
Esta metodología se aplica tanto para los sistemas de control desarrollados en
este proyecto, como para los sistemas de control cuyos modelos ya han sido
realizados, antes de la elaboración de este proyecto.
Previo a la aplicación de esta metodología para cualquier sistema de control, éste
no debe presentar ningún tipo de error, principalmente en la sintaxis del código
DSL, ni en las condiciones iniciales seteadas en el modelo.
En los siguientes numerales, se presenta en forma resumida los resultados más
sobresalientes, de la realización de la metodología de pruebas expuesta en el
numeral 3.3, para las unidades de generación desarrolladas en el numeral 3.2.
Las gráficas de las respuestas de la aplicación de la metodología de pruebas para
un sistema aislado (ver Figura 3.8), para los demás sistemas de control de las
unidades de generación del S.N.I., se presentan en el Anexo Digital 4.
3.4.1 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A VAPOR
GONZALO ZEVALLOS
La Central Térmica Gonzalo Zevallos tiene tres unidades de generación, dos
unidades de tipo turbina a vapor (TV2 y TV3), y una unidad de tipo turbina a gas
(TG4).
Las pruebas a efectuarse son las mismas descritas en los numerales 3.3.3.1 al
3.3.3.4, y se las desarrolla para la unidad TV2. Al realizar las pruebas para la
unidad TV2, los resultados obtenidos serán similares para la unidad TV3, pues
tienen parámetros similares.
La unidad TV2 tiene una capacidad nominal de 85.883 MVA, con un factor de
potencia de 0.85, y un voltaje terminal nominal de 13.8 kV. El punto de operación
102
inicial de la unidad TV2 para la ejecución de las pruebas es: máquina
suministrando energía a una carga de 58.40 MW (80% de potencia activa nominal
del generador) a un voltaje terminal de 1.0 pu (Figura 3.22).
Cable
53.7
58.40 MW
0.03 Mvar
53.70 %
Barra GEN/B1
13.80 kV
1.00 p.u.
0.00 deg
-58.40 MW
0.00 Mvar
53.70 %
Barra CARGA/B2
58.40 MW
0.03 Mvar
68.00 %
13.80 kV
1.00 p.u.
-0.03 deg
58.40 MW
-0.00 Mvar
G
~
Gonzalo Zevallos
68.0
Carga
Figura 3.22 Punto de operación inicial para realización de pruebas - TV2 Central Gonzalo
Zevallos
Los principales aspectos encontrados al momento de analizar las respuestas de
las diferentes pruebas a la unidad TV2 de Gonzalo Zevallos, se describen a
continuación:
Prueba de operación en estado estable: Las variables de los modelos no
presentan ningún tipo de variación, y sus valores numéricos son acordes al punto
de operación inicial (Figura 3.23).
Prueba de +5% del voltaje de referencia: La acción del sistema de control de
voltaje es rápida, pues alcanza la nueva consigna de voltaje terminal 1.049 pu, en
un tiempo de 15 s. La velocidad de la máquina llega a estabilizarse en un valor de
0.996 pu, a un tiempo de 35 s. En cuanto a las otras variables, éstas consiguen
estabilizarse de manera apropiada (Figura 3.24).
Prueba de +5% de la velocidad de referencia: La máquina llega a la nueva
consigna de velocidad 1.05 pu, la cual es seteada en el evento de cambio de la
velocidad de referencia, y esto a un tiempo de 35 s. El voltaje terminal consigue
mantenerse luego del transitorio, en su valor inicial de 1.00 pu, y esto a un tiempo
de 44 s. En cuanto a las otras variables, éstas sufren un periodo transitorio pero
logran estabilizarse adecuadamente dentro del tiempo de la simulación (Figura
3.25).
103
Prueba de rechazo de carga resistiva: Con el evento de switcheo de la carga, la
velocidad del sistema aumenta, estabilizándose en un valor de 1.245 pu en un
tiempo de 29 s, mientras que el voltaje terminal luego de sufrir el periodo
transitorio, llega a mantenerse en su valor inicial de 1.006 pu en un tiempo de 16
s. Las demás variables analizadas llegan a estabilizarse de una forma apropiada
(Figura 3.26).
Prueba de +10% de la carga: Los sistemas de control de voltaje y velocidad
actúan adecuadamente, pues llegan a estabilizar la máquina en un nuevo punto
de operación estable. La velocidad del sistema disminuye a 0.996 pu, ya que
existe un aumento de carga del 10%, y el voltaje terminal no sufre una variación
notoria con respecto a su valor inicial puesto que toma un valor de 0.999 pu. El
tiempo necesario para que la velocidad de la máquina consiga estabilizarse es de
36 s, mientras que el voltaje terminal lo hace en 22 s (Figura 3.27).
Prueba de +10% de la carga sin y con PSS: La actuación del PSS no agrega
amortiguamiento a las oscilaciones presentadas por los sistemas de control de
voltaje y velocidad ante el evento simulado, pero tampoco perjudica las
respuestas de los mismos (Figura 3.28).
[s] 300.00
239.98
[s] 300.00
Figura 3.23 Prueba de operación en estado estable - TV2 Central Gonzalo Zevallos
179.96
119.94
179.96
CM PCU Gonzalo Zevallos: w
59.920
239.98
239.98
[s] 300.00
[s] 300.00
MARLON ULLAURI
119.94
179.96
119.94
179.96
Estable
CM PCU Gonzalo Zevallos: pt
59.920
239.98
239.98
[s] 300.00
[s] 300.00
Annex: 1 /1
Date:
CM VCO Gonzalo Zevallos: Vref
59.920
8.386 s
1.000
6.486 s
0.801
8.009E-1
-0.1000
8.009E-1
8.009E-1
8.009E-1
8.009E-1
8.009E-1
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
CM PCU Gonzalo Zevallos: wref
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
-0.1000
179.96
1.000E+0
1.000E+0
119.94
1.000E+0
1.000E+0
59.920
1.000E+0
119.94
CM VCO Gonzalo Zevallos: Vt
59.920
8.886 s
1.000
6.986 s
1.000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
7.186 s
1.000
1.000E+0
1.000E+0
CM VCO Gonzalo Zevallos: Efd
1.000E+0
-0.1000
239.98
1.584707
-0.1000
179.96
1.000E+0
1.584708
119.94
1.000E+0
1.584709
59.920
1.000E+0
7.786 s
1.585
1.000E+0
1.000E+0
1.584710
1.584711
1.584712
104
DIgSILENT
3.392 s
1.727 p.u.
Gonzalo Zevallos
13.920
27.940
41.960
55.980
[s]
70.000
0.79
-0.1000
13.920
27.940
Figura 3.24 Prueba de escalón de +5% del voltaje de referencia del VCO - TV2 Central
55.980
[s]
70.000
0.988
-0.1000
0.000 s
1.000 p.u.
0.000 s
1.000 p.u.
13.920
27.940
14.872 s
1.049 p.u.
27.940
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
13.920
2.822 s
0.989 p.u.
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
0.297 s
1.082 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
41.960
0.991
0.82
0.000 s
0.801 p.u.
0.994
1.000
0.85
30.312 s
0.881 p.u.
1.003
0.99
-0.1000
0.997
5.212 s
0.918 p.u.
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
0.477 s
0.613 p.u.
1.01
0.88
0.91
0.94
0.00
-0.1000
2.00
1.03
0.000 s
1.585 p.u.
4.00
1.07
1.05
0.005 s
7.831 p.u.
1.09
6.00
8.00
10.00
41.960
[s]
[s]
Annex: 1 /2
Date:
55.980
55.980
vco_ustep_+5%
35.152 s
0.996 p.u.
41.960
70.000
70.000
105
DIgSILENT
13.920
27.940
41.960
55.980
[s]
70.000
Central Gonzalo Zevallos
27.940
Figura 3.25 Prueba de escalón de +5% de la velocidad de referencia del PCU - TV2
41.960
[s]
70.000
0.99
-0.1000
27.940
27.940
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
13.920
0.000 s
1.000 p.u.
9.162 s
1.062 p.u.
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
13.920
0.000 s
1.000 p.u.
6.262 s
1.001 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
55.980
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
13.920
1.01
0.77
0.72
-0.1000
1.03
11.352 s
0.735 p.u.
42.812 s
0.802 p.u.
0.82
1.05
0.000 s
0.801 p.u.
0.87
1.09
1.07
6.362 s
0.954 p.u.
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
0.99990
-0.1000
0.92
0.97
1.480
-0.1000
1.00015
6.362 s
1.494 p.u.
1.00065
1.505
34.052 s
1.543 p.u.
1.00090
1.00040
0.000 s
1.585 p.u.
1.00115
1.530
1.555
1.580
1.605
41.960
41.960
pcu_wstep_+5%
[s]
[s]
Annex: 1 /3
Date:
55.980
35.182 s
1.050 p.u.
55.980
43.522 s
1.000 p.u.
70.000
70.000
106
DIgSILENT
9.342 s
0.936 p.u.
27.940
[s]
70.000
1.40
0.97
-0.1000
Figura 3.26 Prueba de rechazo de carga - TV2 Central Gonzalo Zevallos
27.940
17.952 s
1.006 p.u.
27.940
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
13.920
2.000 s
1.000 p.u.
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
13.920
2.227 s
0.978 p.u.
2.000 s
1.000 p.u.
2.672 s
1.017 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
0.90
-0.1000
-0.25
-0.1000
41.960
1.00
0.00
1.10
55.980
70.000
0.25
27.940
[s]
1.20
13.920
55.980
0.50
32.382 s
0.002 p.u.
41.960
0.98
0.99
1.00
1.01
1.30
2.000 s
0.801 p.u.
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
13.920
2.842 s
0.766 p.u.
2.000 s
1.585 p.u.
2.342 s
2.609 p.u.
1.02
0.75
1.00
0.50
-0.1000
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
[s]
[s]
Annex: 1 /4
Date:
55.980
55.980
Rechazo de Carga
41.960
30.582 s
1.245 p.u.
41.960
70.000
70.000
107
DIgSILENT
Zevallos
27.940
41.960
55.980
[s]
70.000
0.79
-0.1000
27.940
Figura 3.27 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva - TV2 Central Gonzalo
55.980
[s]
70.000
0.9890
-0.1000
1.822 s
0.998 p.u.
27.940
23.222 s
0.999 p.u.
13.920
27.940
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
13.920
1.000 s
1.000 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
41.960
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
13.920
0.9915
0.82
1.000 s
0.801 p.u.
0.9940
0.9990
0.85
38.992 s
0.880 p.u.
1.0015
0.998
-0.1000
0.9965
6.322 s
0.916 p.u.
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
13.920
0.88
0.91
0.94
1.52
-0.1000
0.999
1.402 s
1.540 p.u.
1.56
1.001
1.000
1.000 s
1.585 p.u.
33.902 s
1.663 p.u.
1.002
1.003
1.60
1.64
1.68
1.72
[s]
[s]
Annex: 1 /5
Date:
55.980
55.980
Cambio de Carga
41.960
37.222 s
0.996 p.u.
41.960
70.000
70.000
108
DIgSILENT
27.940
41.960
55.980
[s] 70.000
Gonzalo Zevallos
-0.00004
-0.1000
27.940
41.960
55.980
Figura 3.28 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva sin y con PSS - TV2 Central
0.79
-0.1000
27.940
41.960
55.980
[s] 70.000
27.940
41.960
55.980
38.992 s
0.880 p.u.
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
Gonzalo Zevallos: Turbine Power in p.u.
13.920
1.000 s
0.801 p.u.
6.252 s
0.916 p.u.
[s] 70.000
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
Gonzalo Zevallos: Terminal Voltage in p.u.
13.920
1.822 s
0.998 p.u.
23.222 s
0.999 p.u.
0.9890
-0.1000
0.9915
0.9940
0.9965
0.9990
1.0015
0.79
-0.1000
0.81
0.83
0.85
0.87
0.89
27.940
41.960
21.502 s
0.879 p.u.
55.980
[s] 70.000
27.940
41.960
Cambio de Carga con PSS
55.980
[s] 70.000
Annex: 1 /6
Date:
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
Gonzalo Zevallos: Speed in p.u.
13.920
3.992 s
0.990 p.u.
37.222 s
0.996 p.u.
Gonzalo Zevallos: Electrical Power in p.u.
Gonzalo Zevallos: Electrical Power in p.u.
13.920
1.000 s
0.800 p.u.
1.302 s
0.882 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
[s] 70.000
1.282 s
1.001 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
ELECTROGUAYAS - GONZALO ZEVALLOS TV2
CM VCO Gonzalo Zevallos: ESP
CM VCO Gonzalo Zevallos: ESP
13.920
0.82
1.042 s
-0.000
-0.00002
49.942 s
0.000
0.88
0.85
1.000 s
0.000
0.00000
0.00002
1.632 s
0.000
0.91
0.00004
0.998
-0.1000
0.94
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
Gonzalo Zevallos: Excitation Voltage in p.u.
13.920
0.00006
1.52
-0.1000
0.999
1.001
1.56
1.402 s
1.540 p.u.
33.902 s
1.663 p.u.
1.002
1.000
1.000 s
1.585 p.u.
2.032 s
1.692 p.u.
1.003
1.60
1.64
1.68
1.72
109
DIgSILENT
110
3.4.2 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A DIESEL
JARAMIJÓ
La Central Térmica Jaramijó posee 18 unidades de generación de tipo a diesel,
las cuales generan energía eléctrica a un voltaje terminal nominal de 13.8 kV.
Cada unidad tiene una capacidad nominal de 9.757 MVA, con un factor de
potencia de 0.85, por lo que la potencia efectiva total de la central corresponde a
149.3 MW.
Las pruebas a efectuarse son las mismas descritas en los numerales 3.3.3.1 al
3.3.3.4, y la máquina seleccionada para las mismas es la Unidad 1 de Jaramijó.
Todas las unidades tienen los mismos parámetros, por lo que las respuestas de la
Unidad 1 serán correspondientes con las otras unidades.
El punto de operación inicial de la Unidad 1, para efectuar las pruebas es:
máquina suministrando energía a una carga de 6.6 MW (80% de la potencia
activa nominal del generador) a un voltaje terminal de 1.0 pu (Figura 3.29).
Cable
6.1
6.6 MW
0.0 Mvar
0.278 kA
Barra GEN/B1
13.8 kV
1.00 p.u.
0.0 deg
-6.6 MW
0.0 Mvar
0.278 kA
Barra LOAD/B2
6.6 MW
0.0 Mvar
0.278 kA
13.8 kV
1.00 p.u.
-0.0 deg
6.6 MW
-0.0 Mvar
0.278 kA
G
~
Jaramij ó
68.0
Carga
Figura 3.29 Punto de operación inicial para realización de pruebas - U1 Central Jaramijó
Las principales novedades halladas al momento de analizar las respuestas de las
diferentes pruebas de la U1 de Jaramijó, se describen a continuación:
Prueba de operación en estado estable: Las respuestas de las variables
presentan pequeñas variaciones al inicio de la simulación, pero con el tiempo
llegan a estabilizarse en los valores de operación inicial del sistema. Las
variaciones están en el orden de 10 -5 [12], por lo cual se considera que las
respuestas obtenidas son aceptables, y con esto se procede a seguir con la
realización de los otros ensayos (Figura 3.30).
111
Prueba de +5% del voltaje de referencia: La máquina sincrónica llega a la
nueva consigna de voltaje, cuyo valor alcanzado es de 1.05 pu en un tiempo de
39 s. La velocidad de la máquina disminuye a causa del incremento del voltaje
terminal, a un valor de 0.997 en un tiempo de 49 s (Figura 3.31).
Prueba de +5% de la velocidad de referencia: El sistema de prueba alcanza la
nueva consigna de velocidad, es decir, la máquina llega a operar a un valor de
sobrevelocidad de 1.05 pu; se alcanza este nuevo estado luego de sufrir un
transitorio de 53 s. El voltaje a los terminales de la máquina llega a permanecer
en su valor inicial, pero al sistema le toma un tiempo de 66 s poder estabilizar esta
variable (Figura 3.32).
Prueba de rechazo de carga resistiva: Las variables de la máquina llegan a
estabilizarse en un nuevo punto de operación, esto después de provocar el evento
de pérdida de carga del 100%. Al existir pérdida de carga, necesariamente el
sistema debe incrementar la frecuencia, y con ello la velocidad para mantener el
equilibrio. La sobrevelocidad alcanzada por el sistema es de 1.271 pu a un tiempo
de 4 s, en cuanto al voltaje terminal este permanece en su valor inicial (Figura
3.33).
Prueba de +10% de la carga: Los sistemas de control de velocidad y voltaje
permiten que las variables de la máquina, y por ende del sistema lleguen a
estabilizarse, para este caso la velocidad de la máquina desciende de su valor
inicial, a un valor de 0.997 pu, en un tiempo de 47 s; y esto a causa del
incremento del 10% en la carga. El voltaje terminal mantiene su valor inicial, pero
para ello necesita de un tiempo de 42 s, tiempo medido desde que ocurre el
evento (Figura 3.34).
119.94
179.96
239.98
[s] 300.00
179.96
239.98
[s] 300.00
Figura 3.30 Prueba de operación en estado estable - U1 Central Jaramijó
CM PCU Jaramijó: wref
179.96
119.94
66.140 s
1.000
179.96
CM PCU Jaramijó: w
59.920
3.860 s
1.000
0.880 s
1.000
119.94
55.770 s
1.000
CM VCO Jaramijó: Vp
59.920
-0.000 s
1.000
5.190 s
1.000
239.98
239.98
[s] 300.00
[s] 300.00
0.80303
-0.1000
0.80304
0.80305
0.80306
0.80307
0.80308
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
TERMOESMERALDAS - JARAMIJÓ
119.94
27.700 s
1.000
179.96
119.94
179.96
Estable
CM PCU Jaramijó: pt
59.920
1.760 s
0.803
47.260 s
0.803
CM VCO Jaramijó: Vref
59.920
5.590 s
0.803
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
1.0000
-0.1000
119.94
1.000E+0
-0.1000
59.920
1.0000
1.000E+0
1.0000
1.0000
32.800 s
1.000
1.000E+0
1.000E+0
1.0000
1.000E+0
0.999987
-0.1000
1.0000
CM VCO Jaramijó: Efd
59.920
1.000E+0
1.45891
-0.1000
0.999991
1.45893
-0.100 s
1.459
0.999995
1.45895
53.410 s
1.459
1.000003
0.999999
3.010 s
1.459
1.000007
1.45897
1.45899
1.45901
[s] 300.00
[s] 300.00
Annex: 1 /1
Date:
239.98
239.98
112
DIgSILENT
19.920
39.940
79.980
[s]
100.00
19.920
39.940
59.960
Jaramijó: Turbine Power in p.u.
[s]
100.00
0.97
-0.1000
1.000 s
1.000 p.u.
39.940
Jaramijó: Speed in p.u.
19.920
3.632 s
0.976 p.u.
39.940
7.382 s
1.010 p.u.
Jaramijó: Terminal Voltage in p.u.
19.920
1.000 s
1.000 p.u.
5.102 s
1.070 p.u.
Figura 3.31 Prueba de escalón de +5% del voltaje de referencia del VCO - U1 Central
Jaramijó
TERMOESMERALDAS - JARAMIJÓ
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
79.980
0.98
0.82
0.78
-0.1000
0.99
0.86
62.742 s
0.885 p.u.
1.01
1.02
0.99
-0.1000
1.00
1.000 s
0.803 p.u.
5.242 s
0.953 p.u.
Jaramijó: Excitation Voltage in p.u.
59.960
0.90
0.94
0.98
1.40
-0.1000
1.01
1.50
53.202 s
1.588 p.u.
1.05
1.07
1.03
1.000 s
1.459 p.u.
2.682 s
1.752 p.u.
1.09
1.60
1.70
1.80
1.90
59.960
[s]
[s]
Annex: 1 /2
Date:
79.980
79.980
vco_ustep_+5%
49.702 s
0.997 p.u.
59.960
40.152 s
1.050 p.u.
100.00
100.00
113
DIgSILENT
79.980
[s]
100.00
0.60
-0.1000
0.70
0.80
1.000 s
0.803 p.u.
Jaramijó: Turbine Power in p.u.
19.920
5.872 s
0.715 p.u.
39.940
59.960
71.132 s
0.803 p.u.
Figura 3.32 Prueba de escalón de +5% de la velocidad de referencia del PCU - U1
Central Jaramijó
[s]
100.00
0.99
-0.1000
Jaramijó: Speed in p.u.
19.920
1.000 s
1.000 p.u.
4.252 s
1.079 p.u.
39.940
Jaramijó: Terminal Voltage in p.u.
39.940
2.492 s
1.025 p.u.
TERMOESMERALDAS - JARAMIJÓ
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
79.980
1.01
1.03
1.05
1.07
1.00
0.90
1.09
1.10
2.232 s
0.943 p.u.
59.960
19.920
39.940
Jaramijó: Excitation Voltage in p.u.
19.920
1.000 s
1.000 p.u.
0.9700
-0.1000
1.20
-0.1000
5.652 s
0.977 p.u.
1.0075
0.9825
52.332 s
1.423 p.u.
1.0200
1.30
3.512 s
1.261 p.u.
7.332 s
1.532 p.u.
0.9950
1.000 s
1.459 p.u.
1.0325
1.40
1.50
1.60
1.70
59.960
[s]
[s]
Annex: 1 /3
Date:
79.980
79.980
pcu_wstep_+5%
53.612 s
1.050 p.u.
59.960
66.572 s
1.000 p.u.
100.00
100.00
114
DIgSILENT
39.940
[s]
100.00
1.40
Figura 3.33 Prueba de rechazo de carga - U1 Central Jaramijó
Jaramijó: Turbine Power in p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
1.032 s
0.973 p.u.
39.940
17.742 s
1.000 p.u.
Jaramijó: Speed in p.u.
19.920
4.452 s
1.271 p.u.
39.940
Jaramijó: Terminal Voltage in p.u.
19.920
1.000 s
1.000 p.u.
1.932 s
1.154 p.u.
TERMOESMERALDAS - JARAMIJÓ
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
0.90
-0.1000
-0.25
-0.1000
19.920
1.00
0.00
1.10
79.980
100.00
0.25
59.960
[s]
1.20
39.940
79.980
0.50
4.892 s
0.000 p.u.
59.960
0.94
-0.1000
0.99
1.04
1.09
1.14
1.30
1.000 s
0.803 p.u.
Jaramijó: Excitation Voltage in p.u.
19.920
2.802 s
0.362 p.u.
12.012 s
0.811 p.u.
1.000 s
1.459 p.u.
1.072 s
1.494 p.u.
1.19
0.75
1.00
0.20
-0.1000
0.50
0.80
1.10
1.40
1.70
[s]
[s]
Annex: 1 /4
Date:
79.980
79.980
Rechazo de Carga
59.960
59.960
100.00
100.00
115
DIgSILENT
39.940
79.980
[s]
100.00
0.790
-0.1000
39.940
Jaramijó: Turbine Power in p.u.
19.920
Figura 3.34 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva - U1 Central Jaramijó
79.980
[s]
100.00
0.979
-0.1000
4.662 s
1.005 p.u.
39.940
6.732 s
1.001 p.u.
Jaramijó: Speed in p.u.
19.920
2.102 s
0.981 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
39.940
Jaramijó: Terminal Voltage in p.u.
19.920
1.962 s
0.982 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
TERMOESMERALDAS - JARAMIJÓ
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
59.960
0.984
1.000 s
0.803 p.u.
0.994
0.815
57.312 s
0.884 p.u.
0.999
1.004
0.97
-0.1000
0.989
4.302 s
0.905 p.u.
59.960
0.840
0.865
0.890
0.915
Jaramijó: Excitation Voltage in p.u.
19.920
1.082 s
1.455 p.u.
0.98
1.47
1.44
-0.1000
0.99
1.50
54.762 s
1.540 p.u.
1.01
1.00
1.000 s
1.459 p.u.
2.982 s
1.571 p.u.
1.02
1.53
1.56
1.59
[s]
[s]
Annex: 1 /5
Date:
79.980
79.980
Cambio de Carga
59.960
48.042 s
0.997 p.u.
59.960
42.682 s
1.000 p.u.
100.00
100.00
116
DIgSILENT
117
3.4.3 PRUEBAS A LOS MODELOS DE LA CENTRAL TÉRMICA A GAS
MACHALA I
La Central Machala I tiene dos unidades térmicas a gas, las cuales generan
energía eléctrica a un voltaje terminal nominal de 13.8 kV. Cada unidad posee
una capacidad nominal de 88.118 MVA, con un factor de potencia de 0.85. Con
estos valores la potencia efectiva total de la central corresponde a 149.8 MW.
Las pruebas a ejecutarse son las mismas expuestas en los numerales 3.3.3.1 al
3.3.3.4. Las dos unidades presentes en la central tienen los mismos parámetros,
por lo que basta realizar las pruebas a una de las dos unidades, por ello la unidad
elegida es la Unidad 1.
El punto de operación inicial de la Unidad 1, para la realización de las pruebas,
corresponde a: máquina entregando energía a una carga de 60 MW (80% de la
potencia activa nominal del generador) a un voltaje a los terminales de 1.0 pu
(Figura 3.35).
Cable
55.2
60.0 MW
0.0 Mvar
2.510 kA
Barra_Generación/B1
13.8 kV
1.00 p.u.
-0.0 deg
-60.0 MW
-0.0 Mvar
2.510 kA
Barra_Carga/B2
60.0 MW
0.0 Mvar
2.510 kA
13.8 kV
1.00 p.u.
-0.0 deg
60.0 MW
-0.0 Mvar
2.510 kA
G
~
T erm ogas M achala I
68.1
Carga
Figura 3.35 Punto de operación inicial para realización de pruebas - U1 Central Machala I
Los resultados más sobresalientes luego de realizar las pruebas se describen a
continuación:
Prueba de operación en estado estable: Las variables de la máquina, y de los
controles permanecen constantes durante el tiempo de simulación, y los valores
coinciden con los del punto inicial de operación (Figura 3.36).
Prueba de +5% del voltaje de referencia: La nueva referencia del sistema de
control de voltaje, hace que la máquina sincrónica efectivamente logre obtener un
voltaje terminal de 1.05, y esto lo consigue en un tiempo de 12 s. Debido al
118
incremento del voltaje terminal de la máquina, el sistema debe sufrir un
decremento en la velocidad, por ende la velocidad de la máquina toma un valor de
0.995 pu para un tiempo de 67 s. Con estas respuestas se concluye que los
controles tienen una respuesta rápida ante este evento (Figura 3.37).
Prueba de +5% de la velocidad de referencia: La nueva consiga de velocidad
de referencia del PCU, permite que el sistema llegue a un estado donde existe
sobrevelocidad, la máquina llega a tener un valor de 1.051 pu en un tiempo
aproximado de 32 s. En cuanto al voltaje terminal, éste llega a estabilizarse en un
tiempo de 23 s manteniendo su valor numérico inicial (Figura 3.38).
Prueba de rechazo de carga resistiva: Los sistemas de control de voltaje y
velocidad de la máquina llegan a estabilizar el sistema, esto luego de producirse
el evento de pérdida neta de carga. Al existir pérdida de carga debe existir
incremento de velocidad, y esto se ve reflejado en un valor final de 1.034 pu, el
cual se obtuvo luego de un periodo transitorio de 71 s. El voltaje terminal de la
máquina permanece en su valor inicial pero sufre un transitorio de 23 s (Figura
3.39).
Prueba de +10% de la carga: La máquina en conjunto con sus controles, llega a
un nuevo punto estable luego de producirse el evento de incremento de carga. La
velocidad del sistema llega a estabilizarse en un valor de 0.995 pu y le toma un
tiempo de 73 s hacerlo. La señal de voltaje no cambia con respecto a su valor
inicial, pero si sufre un transitorio de 28 s (Figura 3.40).
Prueba de +10% de la carga sin y con PSS: El PSS de Machala I no tiene
influencia alguna sobre las oscilaciones de potencia presentadas para esta
prueba (Figura 3.41).
[s] 300.00
239.98
[s] 300.00
Figura 3.36 Prueba de operación en estado estable - U1 Central Machala I
CM PCU Machala I: wref
119.94
179.96
119.94
179.96
CM PCU Machala I: w
59.920
94.220 s
1.000
CM VCO Machala I: Vt
59.920
23.480 s
1.000
239.98
239.98
[s] 300.00
[s] 300.00
8.016E-1
-0.1000
8.016E-1
8.016E-1
8.016E-1
8.016E-1
8.016E-1
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
TERMOGAS MACHALA I
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
1.000E+0
-0.1000
1.000E+0
-0.1000
179.96
1.000E+0
1.000E+0
119.94
1.000E+0
1.000E+0
59.920
1.000E+0
26.080 s
1.000
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
1.000E+0
CM VCO Machala I: Efd
1.000E+0
-0.1000
239.98
1.614E+0
-0.1000
179.96
1.000E+0
1.614E+0
119.94
1.000E+0
1.614E+0
59.920
1.000E+0
51.560 s
1.614
1.000E+0
1.000E+0
1.614E+0
1.614E+0
1.614E+0
119.94
179.96
119.94
179.96
Estable
CM PCU Machala I: pt
59.920
22.500 s
0.802
CM VCO Machala I: Vref
59.920
19.290 s
1.000
[s] 300.00
[s] 300.00
Annex: 1 /1
Date:
239.98
239.98
119
DIgSILENT
39.940
59.960
79.980
[s]
100.00
19.920
39.940
59.960
79.980
[s]
100.00
Figura 3.37 Prueba de escalón de +5% del voltaje de referencia del VCO - U1 Central
Machala I
19.920
13.112 s
1.050 p.u.
39.940
39.940
Termogas Machala I: Speed in p.u.
19.920
2.132 s
0.989 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
MARLON ULLAURI
59.960
59.960
67.752 s
0.995 p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
2.672 s
1.052 p.u.
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
TERMOGAS MACHALA I
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
0.987
-0.1000
0.990
0.81
0.77
-0.1000
0.993
1.000 s
0.801 p.u.
21.022 s
0.884 p.u.
0.85
0.996
0.89
1.002
0.98
-0.1000
0.999
2.692 s
0.934 p.u.
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
19.920
1.00
0.93
0.97
1.000 s
1.614 p.u.
1.30
-0.1000
2.722 s
1.562 p.u.
1.02
2.30
1.80
1.04
2.80
15.722 s
1.697 p.u.
1.06
1.082 s
3.523 p.u.
1.08
3.30
3.80
usetp+5%
[s]
[s]
Annex: 1 /2
Date:
79.980
79.980
100.00
100.00
120
DIgSILENT
39.940
79.980
[s]
100.00
0.500
-0.1000
19.920
39.940
Figura 3.38 Prueba de escalón de +5% de la velocidad de referencia del PCU - U1
Central Machala I
59.960
79.980
[s]
100.00
5.872 s
0.992 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
39.940
33.692 s
1.000 p.u.
19.920
39.940
32.842 s
1.051 p.u.
Termogas Machala I: Speed in p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
4.372 s
1.092 p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
19.920
2.722 s
1.008 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
TERMOGAS MACHALA I
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
0.990
-0.1000
1.015
0.625
5.782 s
0.563 p.u.
1.040
0.750
1.065
31.862 s
0.801 p.u.
0.875
1.115
0.990
-0.1000
1.090
2.702 s
1.057 p.u.
1.000 s
0.802 p.u.
59.960
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
19.920
1.000
1.125
1.10
-0.1000
0.994
1.002
1.30
37.692 s
1.581 p.u.
1.006
1.010
0.998
2.792 s
1.147 p.u.
5.922 s
1.960 p.u.
1.000 s
1.614 p.u.
1.50
1.70
1.90
2.10
59.960
59.960
wsetp+5%
[s]
[s]
Annex: 1 /3
Date:
79.980
79.980
100.00
100.00
121
DIgSILENT
39.940
[s]
100.00
0.96
-0.1000
Figura 3.39 Prueba de rechazo de carga - U1 Central Machala I
-0.30
-0.1000
0.00
39.940
0.90
-0.1000
39.940
22.942 s
0.995 p.u.
19.920
39.940
23.932 s
0.964 p.u.
Termogas Machala I: Speed in p.u.
5.000 s
1.000 p.u.
9.392 s
1.375 p.u.
MARLON ULLAURI
[s]
[s]
Annex: 1 /4
Date:
79.980
75.522 s
1.034 p.u.
79.980
Rechazo de Carga
59.960
59.960
53.552 s
1.000 p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
19.920
5.182 s
0.972 p.u.
5.000 s
1.000 p.u.
6.182 s
1.035 p.u.
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
59.960
TERMOGAS MACHALA I
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
19.920
1.00
1.10
0.30
10.922 s
-0.158 p.u.
1.20
0.60
1.30
79.980
100.00
0.90
22.642 s
-0.160 p.u.
[s]
0.98
1.00
1.40
5.000 s
0.801 p.u.
79.980
57.102 s
0.967 p.u.
56.782 s
0.002 p.u.
59.960
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
19.920
6.222 s
0.310 p.u.
22.712 s
1.306 p.u.
1.02
1.20
0.00
-0.1000
1.00
2.00
5.000 s
1.614 p.u.
5.212 s
3.287 p.u.
1.04
4.00
3.00
1.06
5.00
100.00
100.00
122
DIgSILENT
59.960
79.980
[s]
100.00
39.940
Figura 3.40 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva - U1 Central Machala I
59.960
79.980
[s]
100.00
0.988
-0.1000
39.940
39.940
Termogas Machala I: Speed in p.u.
19.920
1.852 s
0.989 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
19.920
3.692 s
0.995 p.u.
28.622 s
1.000 p.u.
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
TERMOGAS MACHALA I
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
19.920
0.991
0.82
0.79
-0.1000
0.994
0.85
30.892 s
0.882 p.u.
1.000
1.003
1.162 s
1.001 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
0.993
-0.1000
0.997
1.000 s
0.802 p.u.
2.412 s
0.927 p.u.
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
19.920
0.88
0.91
0.94
1.50
-0.1000
39.940
0.999
0.995
1.212 s
1.516 p.u.
23.252 s
1.719 p.u.
1.60
3.782 s
1.804 p.u.
1.001
0.997
1.000 s
1.614 p.u.
1.003
1.70
1.80
1.90
2.00
[s]
[s]
Annex: 1 /5
Date:
79.980
74.222 s
0.995 p.u.
79.980
Cambio de Carga
59.960
59.960
100.00
100.00
123
DIgSILENT
26.452 s
1.719 p.u.
59.960
79.980
[s] 100.00
-0.00025
-0.1000
0.00000
39.940
59.960
CM VCO Machala I: Vs
CM VCO Machala I: Vs
19.920
1.000 s
0.000
79.980
[s] 100.00
39.940
59.960
32.192 s
1.000 p.u.
79.980
[s] 100.00
39.940
59.960
30.892 s
0.882 p.u.
79.980
[s] 100.00
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
Termogas Machala I: Turbine Power in p.u.
19.920
1.000 s
0.802 p.u.
2.402 s
0.928 p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
Termogas Machala I: Terminal Voltage in p.u.
19.920
3.692 s
0.995 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
1.182 s
1.001 p.u.
0.988
-0.1000
0.991
0.994
0.997
1.000
1.003
0.79
-0.1000
0.81
0.83
0.85
0.87
0.89
Figura 3.41 Prueba de escalón de +10% en carga resistiva sin y con PSS - U1 Central
Machala I
TERMOGAS MACHALA I
MARLON ULLAURI
DESARROLLO Y PRUEBAS REGULADORES MÁQUINA SINCRÓNICA
0.79
-0.1000
0.82
0.85
23.452 s
0.000
0.00025
0.91
0.94
0.994
-0.1000
0.996
0.88
1.005 s
0.001
39.940
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
Termogas Machala I: Excitation Voltage in p.u.
19.920
1.212 s
1.516 p.u.
1.000 s
1.614 p.u.
0.998
1.000
0.00050
0.00075
0.00100
1.50
-0.1000
1.60
1.70
1.80
1.002
1.90
3.782 s
1.804 p.u.
1.004
2.00
39.940
23.662 s
0.881 p.u.
59.960
79.980
[s] 100.00
39.940
59.960
86.282 s
0.995 p.u.
79.980
Cambio de Carga con PSS
[s] 100.00
Annex: 1 /6
Date:
Termogas Machala I: Speed in p.u.
Termogas Machala I: Speed in p.u.
19.920
1.802 s
0.989 p.u.
1.000 s
1.000 p.u.
Termogas Machala I: Electrical Power in p.u.
Termogas Machala I: Electrical Power in p.u.
19.920
1.000 s
0.801 p.u.
1.182 s
0.883 p.u.
124
DIgSILENT
125
CAPÍTULO IV
4 ESTUDIO DE ESTABILIDAD
En la primera parte del presente capítulo, se incorporan uno a uno los nuevos
modelos desarrollados en DSL a una base estructurada del S.N.I. Ecuatoriano, la
cual utiliza un equivalente estático para el Sistema Colombiano. Los modelos a
incorporar deben ser probados previamente para un sistema aislado, utilizando la
metodología expuesta en numeral 3.3.
Una vez ingresados los sistemas de control para una unidad de generación en
particular, se procede a probar estos modelos en la base estructurada. La prueba
consiste en efectuar la simulación de un cortocircuito trifásico en una línea de
transmisión cercana a la unidad generadora, y luego de un tiempo emular la
apertura de dicha línea. La falla a simular es de tipo trifásica debido a que para
esta condición, se tiene un estado más crítico del sistema de potencia.
En la segunda parte del capítulo, se desarrollan pruebas a la base estructurada
completa, la cual cuenta con todos los modelos de los sistemas de control de las
máquinas sincrónicas presentes en el S.N.I. Ecuatoriano. Para este caso, ya no
se hace uso del equivalente estático para la Red Colombiana, sino que se utiliza
la base donde los sistemas de potencia de Ecuador y Colombia estén
interconectados entre sí.
Las pruebas a efectuar radican en la simulación de cortocircuitos de tipo trifásico
en líneas de transmisión dentro del anillo de 230 kV, las cuales luego de un
tiempo determinado se abrirán; esto con el fin de observar el comportamiento de
los modelos de control en forma conjunta. La emulación de fallas en líneas de
transmisión de 230 kV, es debido a que este nivel de voltaje es el más alto dentro
del S.N.I. hasta la fecha, por lo que la ocurrencia de fallas a este nivel puede
resultar ser más grave para el sistema de potencia.
126
4.1 PRUEBAS
UNIDADES
A
LOS
DE
MODELOS
GENERACIÓN
DE
DEL
CONTROL
S.N.I.
EN
DE
LAS
FORMA
INDIVIDUAL EN UNA BASE DE DATOS ESTRUCTURADA
Los sistemas de control de una unidad de generación determinada, que hayan
pasado en forma satisfactoria las pruebas para un sistema aislado, están aptos
para pasar al siguiente nivel, el cual consiste en realizar un ensayo de los
mismos, dentro de una base de datos estructurada.
En caso de tener una unidad de generación que cuente con un Estabilizador de
Sistemas de Potencia (PSS), este se lo debe deshabilitar, ya que todos los PSS
dentro del S.N.I., se encuentran desintonizados [28].
La prueba a ser aplicada para los sistemas de control de cada unidad de
generación dentro del S.N.I. Ecuatoriano, consiste en simular un evento de
cortocircuito trifásico, y un evento de apertura en la línea fallada. El cortocircuito
trifásico se define al 50% de una línea de transmisión, la cual debe estar lo más
cercana al generador a probar, y la apertura de la línea de transmisión es luego
de 100 ms de haber ocurrido la falla.
La definición del cortocircuito al 50% de la línea es por simplicidad, y el tiempo de
apertura de 100 ms, es debido a que es un tiempo común para despeje de fallas
(6 ciclos de la onda de 60 Hz).
Para poder equiparar las respuestas obtenidas de la acción de los sistemas de
control de cada unidad de generación, se generaliza los tiempos de simulación. El
evento de cortocircuito se emula para un tiempo de 0.5 s, y el evento de apertura
de la línea a un tiempo de 0.6 s.
Al realizar la prueba a una unidad generadora, las variables a presentar son: el
voltaje y la frecuencia en la barra en donde esté conectado el generador, la
potencia activa y reactiva que inyecta el generador al sistema, el ángulo del rotor
del generador con respecto al generador de referencia (red externa), y el ángulo
de la red externa.
127
4.1.1 EQUIVALENTE ESTÁTICO PARA EL SISTEMA COLOMBIANO
La base estructurada a ser utilizada cuenta con un sistema de potencia
interconectado, es decir, los sistemas de potencia de Ecuador y Colombia están
interconectados mediante cuatro líneas de transmisión (Pomasqui-Jamondino).
Por ende, para verificar el comportamiento de las respuestas de los sistemas de
control en forma aislada como país, así como evitar posibles errores que puedan
darse por parte del Sistema Colombiano, se hace uso de un equivalente estático
para representar la Red Colombiana.
Para el modelamiento de este equivalente estático en DIgSILENT PowerFactory,
se debe en primera instancia, desconectar las cuatro líneas de interconexión entre
los dos sistemas eléctricos, luego se debe crear una barra ficticia denominada
“Jamondino Ficticio”, en la cual se vuelven a conectar las líneas de interconexión,
además de colocar un elemento de red externa (Figura 4.1).
Jamondino 220
Florencia 115
Cap Ipiales 2-4 3 MVAR
Red Equivalente Colombia
2
1
11
9
Jamondino 220 Ficticio
COLOMBIA
Jamondino 115
Intercambio Ecuador
ECUADOR
Pomasqui_230/B1
G
~
T _POMA_AT U
T _POMASQUI_AT U
Pomasqui_230/B2
1
C_XFICTI_POMA
Carga_General
XL_Poma_RCW_230
G
~
G
~
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_H_Paute_AB G_H_Paute_AB G_H_Paute_AB G_H_Paute_AB G_H_Paute_AB
2
G
~
Pomasqui_138/BT
G
~
G
~
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT_..
G_H_Paute_C G_H_Paute_C G_H_Paute_C G_H_Paute_C
G_H_Paute_C
Pomasqui_138/BP
Santa_Rosa_230/B1
Santa_Rosa_230/B2
Figura 4.1 Equivalente Estático para Colombia
Los valores a setear en el elemento de red externa son: voltaje, potencia, y
valores de cortocircuito para máximas y mínimas corrientes. Los valores de voltaje
y potencia vienen de la corrida de un flujo de potencia, en cambio que, los valores
de cortocircuito están en función del cálculo de un cortocircuito trifásico y un
cortocircuito monofásico en la barra de Jamondino 220 kV. Cabe acotar, que los
128
cálculos tanto de flujo de potencia como de cortocircuitos, se los realiza en la
base de datos inicial, y para las tres demandas (Baja, Media y Alta).
En la Tabla 4.1 y Tabla 4.2, se presenta los valores obtenidos para el seteo en la
red externa para las tres demandas.
Tabla 4.1 Valores de flujo de potencia a setear en la red externa
DATOS FLUJO DE CARGA (Valores en Barra Jamondino 220 kV)
Demanda Baja
Demanda Media
Demanda Alta
Voltaje (pu)
1.08
1.09
1.09
Potencia (MW)
5.34
57.46
122.6
Tabla 4.2 Valores de cortocircuito a setear en la red externa
DATOS CORTOCIRCUITOS CALCULADOS EN LA BARRA JAMONDINO 220 kV
Demanda Baja
CC 3Ȉ
CC 1Ȉ
Demanda Media
Demanda Alta
max I
min I
max I
min I
max I
min I
R/X
0.117
0.143
0.117
0.144
0.119
0.145
Z2/Z1
1.008
1.008
1.005
1.005
1.009
1.009
X0/X1
1.037
0.990
1.067
1.052
1.098
1.085
R0/X0
0.110
0.137
0.113
0.137
0.113
0.137
4.1.2 CONSIDERACIONES A SER TOMADAS PARA LA INCORPORACIÓN
DE MODELOS DE CONTROL DE UNA UNIDAD DE GENERACIÓN EN
LA BASE DE DATOS ESTRUCTURADA
Al momento de incorporar los sistemas de control de una unidad de generación
determinada, y realizarle la prueba menciona con anterioridad, se puede dar el
caso de que los modelos presenten respuestas inestables para el sistema de
potencia, incluso si estos modelos presentan una respuesta adecuada en las
pruebas para un sistema aislado.
Generalmente el que ocasiona los problemas de inestabilidad en el sistema, es
uno de los sistemas de control, pudiendo ser el de voltaje o el de velocidad. Por
esta razón, como primer punto se debe identificar el sistema de control que está
inyectando inestabilidad al sistema, para esto se efectúa la prueba de
comprobación de los modelos en la base de datos estructurada para dos casos, el
129
primero habilitando únicamente el sistema de control de voltaje, y el segundo sólo
habilitando el sistema de control de velocidad.
Una vez que se tenga reconocido el modelo que está ocasionando problemas,
como siguiente paso a realizar es una nueva revisión del modelo de control. En
este punto se inicia comparando el diagrama de bloques que se dispone de la
información recolectada, con el modelo final armado en DSL; los errores comunes
que se pueden encontrar examinando este punto pueden ser: realimentación
positiva en lugar de realimentación negativa, realimentación en un punto de suma
diferente al dado en la información, uso de macros distintas a las mostradas en el
diagrama de bloques dado en la información, etc. Luego, el siguiente paso a
desarrollar es calcular nuevamente las condiciones iniciales del modelo y
compararlas con las seteadas en el modelo. Y finalmente, es necesario efectuar
una revisión de los parámetros seteados en el Common Model del modelo, ya que
puede suscitarse que los parámetros estén seteados con valores inadecuados,
como puede ser el caso de: ganancias, constantes de tiempo, entre otras.
4.1.3 EJEMPLO DE PRUEBAS A LOS MODELOS DE CONTROL: UNIDADES
DE PAUTE MOLINO FASE AB Y C
Hasta la fecha, la Central Hidroeléctrica Paute Molino es la central hidráulica en
operación más grande del Ecuador, por lo que en el presente numeral existe la
necesidad de mostrar los resultados obtenidos de las pruebas realizadas a esta
central; esto con el interés de observar el comportamiento de estos sistemas de
control.
Para probar los modelos de los sistemas de control de las unidades de Paute
Molino Fase C, se simula la falla en la línea de transmisión Molino-Zhoray 2_1 de
230 kV (Figura 4.2), mientras que para las unidades de Paute Molino Fase AB la
falla a emular es en la línea Cuenca-Molino 1_1 de 138 kV (Figura 4.6).
Para ambos casos, las formas de onda de color azul representan las respuestas
sin ningún sistema de control en el sistema, mientras que las formas de onda de
color rojo representan las respuestas únicamente habilitando los sistemas de
control de las unidades de Paute Molino AB ó C, dependiendo del caso analizado.
130
Los sistemas de control a habilitar dependen de las unidades de generación que
se encuentren despachadas.
Distance: 0.50
0.00
0.00
G_HEMB_PAUT_U7
78.1
G_HEMB_PAUT_U6
78.1
164.69
16.28
48.03
0.00
0.00
0.00
-240.43
-23.96
67.11
Zhoray_230/B1
241.35
28.37
67.11
0.00
0.00
0.00
145.36
6.58
41.98
145.36
6.58
41.98
-0.00
-0.00
0.11
B_Mazar_U2_23..
85.00
0.06
85.00
98.59
15.24
78.12
2
2
3
3
236.25
1.07
18.28
1
XL_Moli_R1..
3
1
223.33
11.02
57.96
XL_Moli_R2..
Molino_138/B1
2
14.04
1.02
22.29
3
223.33
11.02
57.96
234.58
1.07
16.57
B_Mazar_U1_13...
98.59
15.24
78.12
2
-223.22
-1.33
57.96
T_MOL I_AT2
58.0
84.80
-8.32
24.44
-223.22
-1.33
57.96
Molino_230/B2
T_MOL I_AT1
58.0
0.00
-0.39
0.11
234.59
1.07
16.65
~
G
98.59
15.24
78.12
236.25
236.25
1.07
18.28
Zhoray_230/B2
-84.79
8.05
24.44
B_Mazar_U1_23..
~
G
Molino_230/B1
236.25
-4.16
-16.25
4.96
G_HEMB_PAUT_U8
78.1
~
G
2
B_Mazar_U2_13...
14.08
1.02
16.57
G
~
G
~
G_HEMB_MAZA..
G_HEMB_MAZA..
141.96
141.96
1.03
20.65
Molino_138/B2
24.04
9.28
23.67
24.04
9.28
23.67
3
99.36
17.94
90.84
99.36
17.94
90.84
99.36
17.94
90.84
Figura 4.2 Cortocircuito trifásico al 50% de la línea Molino-Zhoray 2_1 para prueba a las
unidades de Paute Molino Fase C
En la Figura 4.3, Figura 4.4 y Figura 4.5, se muestran las gráficas obtenidas de la
prueba realizada a los controles de las unidades de Paute Molino Fase C, como
caso particular para Demanda Media, en donde se encuentran despachadas
todas las unidades de la Fase C.
Analizando estas gráficas, se observa que efectivamente la acción de los
sistemas de control de las unidades mejora la estabilidad del sistema. La
frecuencia para el primer caso (sin controles), llega a estabilizarse en un valor de
60.071 Hz a un tiempo de 116 s, mientras que para el segundo caso (con
controles), la frecuencia toma un valor estable de 60.009 Hz en un tiempo de 91 s.
En cuanto al voltaje en la barra de Molino 230 kV, se observa que tiene una ligera
mejoría, pues el valor final para el caso con controles es de 1.086 pu, frente a un
valor de 1.084 pu que es sin controles. Examinando las demás señales se
observa que no existe cambios notorios entre los dos casos.
DIgSILENT
131
1.35
0.500 s
1.087 p.u.
33.142 s
1.086 p.u.
1.10
32.982 s
1.085 p.u.
0.85
0.60
0.35
0.10
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
Molino_230\B4: Voltage, Magnitude in p.u. - sin sistemas de control
Molino_230\B4: Voltage, Magnitude in p.u. - con sistemas de control
60.525
60.400
60.275
111.712 s
60.069 Hz
60.150
60.025
92.132 s
60.009 Hz
0.500 s
60.000 Hz
59.900
-0.1000
39.918
79.937
119.96
Molino_230\B4: Electrical Frequency in Hz - sin sistemas de control
Molino_230\B4: Electrical Frequency in Hz - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
Prueba_PauteC
MARLON ULLAURI
Date:
Annex: 2 /4
DIgSILENT
Figura 4.3 Voltaje y frecuencia en la barra de Molino 230 kV
-1.53E+0
-1.53E+0
-1.53E+0
59.772 s
-1.530 p.u.
-1.53E+0
-1.53E+0
-1.53E+0
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
Red Equivalente Colombia: Rotor-angle in p.u. - sin sistemas de control
Red Equivalente Colombia: Rotor-angle in p.u. - con sistemas de control
110.00
90.00
70.00
0.500 s
47.888 deg
74.112 s
48.290 deg
50.00
73.262 s
47.927 deg
30.00
10.00
-0.1000
39.918
79.937
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
Prueba_PauteC_2
Date:
Annex: 2 /5
Figura 4.4 Ángulo red equivalente y ángulo U6 Paute C con respecto a red equivalente
DIgSILENT
132
160.00
130.00
51.942 s
96.276 MW
0.500 s
96.260 MW
100.00
51.752 s
95.686 MW
70.00
40.00
10.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HEMB_PAUT_U6: Total Active Power in MW - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U6: Total Active Power in MW - con sistemas de control
200.00
150.00
100.00
50.00
39.972 s
13.340 Mvar
0.00
39.772 s
12.953 Mvar
0.500 s
12.309 Mvar
-50.00
-0.1000
39.918
G_HEMB_PAUT_U6: Total Reactive Power in Mvar - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U6: Total Reactive Power in Mvar - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
Prueba_PauteC_3
MARLON ULLAURI
Date:
Annex: 2 /6
Figura 4.5 Potencia Activa y Potencia Reactiva de la U6 de Paute Molino Fase C
G_HEMB_PAUT_U9
G_HEMB_PAUT_U7
78.6
G_HEMB_PAUT_U6
78.6
170.68
17.67
49.73
-132.13
-16.90
36.96
-132.13
-16.90
36.96
132.41
16.15
36.96
Zhoray_230/B1
234.83
1.07
17.28
Zhoray_230/B2
7.70
-9.04
3.50
-84.79
7.88
24.41
0.00
-0.39
0.11
84.80
-8.14
24.41
234.84
1.07
17.36
Milagro_138/BT
235.81
1.07
18.21
B_Mazar_U2_23..
B_Mazar_U1_13...
14.06
1.02
22.99
-25.31
-11.48
24.30
Babahoyo_138/B1
139.07
1.01
5.59
T _BABA_ATQ
41.3
25.31
11.48
41.34
85.00
0.21
85.00
2
141.73
1.03
20.66
G
~
G
~
2
2
XL_Moli_R2..
G_HEMB_MAZA..
85.0
G_HEMB_MAZA..
Molino_138/B2
0.00
0.00
0.00
35.40
17.49
35.64
3
3
3
99.35
18.30
90.89
99.35
18.30
90.89
G
~
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT_U1
90.9
3
3
99.35
18.30
90.89
99.35
18.30
90.89
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT_U3
90.9
G_HEMB_PAUT_U4
90.9
G_HEMB_PAUT_U5
90.9
G_EOLI_VILL_U1_U11
0.00
0.00
0.00
B_Sinicay_230
235.20
1.07
17.06
T _CUEN_ATQ
37.4
T _SINI_TRK
4.7
-7.59
-0.17
4.67
0.00
Sinincay_69/BP
Cuenca_69/BP
32.00
17.45
37.39
133.20
0.97
14.99
-22.88
12.00
30.50
2
-31.97
-16.36
37.39
23.05
-12.83
30.50
G ualaceo_138/B1
134.23
0.97
18.78
0.00
1.72
0.51
134.00
0.97
21.29
0.81
0.42
33.99
0.97
43.29
3
B_Villonaco_69
67.03
0.97
13.29
3
2
-0.02
-0.07
0.13
0.02
-0.00
0.13
Loja_69/BT
67.03
0.97
13.29
Loja_69/BP
19.26
3.48
1.20
0.13
80.49
1.20
0.12
80.41
G ualaceo_22/B1
Limon_138/B1
-30.26
13.30
31.57
133.93
0.97
22.86
30.62
-14.08
31.57
-32.33
13.58
42.07
33.11
-14.88
42.07
-33.11
14.88
87.02
Macas_138/B1
B_Villonaco_35
Loja_138/BP
25.00
4.59
39.49
0.00
3
-5.86
-0.35
38.78
29.44
-13.72
37.62
Mendez_138/B1
133.91
0.97
26.01
-12.50
-2.30
12.39
-24.95
-3.73
39.49
-28.92
12.29
37.62
68.17
0.99
16.49
G
~
G_HPAS_SIBI_U1_U2
88.2
-12.50
-2.30
12.39
0.00
134.55
0.97
17.76
7
Cuenca_69/BT
12.70
-5.19
12.39
0.00
Cuenca_138/ BP
2
67.84
0.98
16.78
12.70
-5.19
12.39
Loja_138/BT
Cuenca_138/ BT
7.69
0.69
4.67
-34.52
-19.07
35.64
T _LOJA_ATQ
39.5
70.64
1.02
4.32
5.88
0.54
38.78
-13.66
-2.95
41.39
2
1
229.66
12.34
59.72
99.35
18.30
90.89
Sinincay_69/BT
14.40
4.51
88.24
~
G
141.73
14.09
1.02
17.28
-7.69
-0.69
3.50
Babahoyo_69/B1
C_Baba_LaChorrera
B_Sibimbe_6.9
~
G
G_HEMB_PAUT_U2
90.9
38.92
13.47
4
0.0
99.36
14.65
78.65
3
1
XL_Moli_R1..
D istance: 0.50
0.00
0.00
-25.26
-10.52
41.34
14.31
3.14
41.39
141.68
1.03
9.04
99.36
14.65
78.65
13
75.08
1.09
8.09
11.19
-8.32
12.02
99.36
14.65
78.65
Molino_138/B1
2
B_Mazar_U2_13...
1
B_Sibimbe_69
7.54
1.09
13.12
-229.55
-2.09
59.72
3
229.66
12.34
59.72
234.83
1.07
17.28
2
25.60
9.12
24.30
-229.55
-2.09
59.72
Molino_230/B2
Milagro_138/BP
-11.06
1.10
12.02
~
G
2
235.81
235.81
1.07
18.21
-0.00
0.00
0.11
B_Mazar_U1_23..
141.75
5.15
40.98
141.75
5.15
40.98
235.81
T _MOLI_AT1
59.7
Milagro_230/B2
132.41
16.15
36.96
~
G
Molino_230/B1
234.83
T _MOLI_AT2
59.7
170.68
17.67
49.73
Milagro_230/B1
G_HEMB_PAUT_U10
G_HEMB_PAUT_U8
78.6
~
G
20.80
0.95
-132.85
5.86
0.35
0.00
-0.17
0.54
8.07
0.68
G
~
C_Loja_Loja1
G
~
G_HPAS_CMOR_U3
80.4
G_HPAS_CMOR_U1_U2
80.5
C_Loja_Loja2
1
XC_Loja_C..
Figura 4.6 Cortocircuito trifásico al 50% de la línea Cuenca-Molino 1_1 para prueba a las
unidades de Paute Molino Fase AB
133
En la Figura 4.7, Figura 4.8 y Figura 4.9, se muestran las gráficas obtenidas de la
prueba realizada a los sistemas de control de las unidades de Paute Molino Fase
AB, como caso particular para Demanda Media, en donde se encuentran
despachadas todas las unidades de la Fase AB.
De manera similar, se observa que la acción de los controles de las unidades de
Paute Molino Fase AB contribuyen a mejorar la estabilidad del sistema. La
frecuencia eléctrica para el caso sin controles llega a estabilizarse en un valor de
60.096 Hz a un tiempo de 45 s, frente a un valor de 60.020 Hz a un tiempo de 100
s para el caso con controles.
En cuanto a las demás señales analizadas, se observa que para ambos casos no
DIgSILENT
existen diferencias relevantes, pues las respuestas obtenidas son similares.
1.20
1.10
0.500 s
1.044 p.u.
35.362 s
1.044 p.u.
1.00
35.462 s
1.042 p.u.
0.90
0.80
0.70
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
Molino_138\B2: Voltage, Magnitude in p.u. - sin sistemas de control
Molino_138\B2: Voltage, Magnitude in p.u. - con sistemas de control
60.30
60.20
0.500 s
60.000 Hz
28.162 s
60.094 Hz
60.10
60.00
96.972 s
60.020 Hz
59.90
59.80
-0.1000
39.918
79.937
Molino_138\B2: Electrical Frequency in Hz - sin sistemas de control
Molino_138\B2: Electrical Frequency in Hz - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
Prueba_PauteAB
MARLON ULLAURI
Figura 4.7 Voltaje y frecuencia en la barra de Molino 138 kV
Date:
Annex: 2 /7
DIgSILENT
134
-1.53E+0
-1.53E+0
89.832 s
-1.530 p.u.
-1.53E+0
-1.53E+0
-1.53E+0
-1.53E+0
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
Red Equivalente Colombia: Rotor-angle in p.u. - sin sistemas de control
Red Equivalente Colombia: Rotor-angle in p.u. - con sistemas de control
64.00
59.00
35.292 s
54.762 deg
54.00
53.612 s
54.333 deg
0.500 s
54.379 deg
49.00
44.00
39.00
-0.1000
39.918
G_HEMB_PAUT_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
Prueba_PauteAB_2
MARLON ULLAURI
Date:
Annex: 2 /8
DIgSILENT
Figura 4.8 Ángulo red equivalente y ángulo U1 Paute AB con respecto a red equivalente
111.00
106.00
0.500 s
96.260 MW
101.00
17.122 s
96.256 MW
96.00
108.422 s
95.688 MW
91.00
86.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HEMB_PAUT_U1: Active Power in MW - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U1: Active Power in MW - con sistemas de control
160.00
120.00
80.00
0.500 s
24.114 Mvar
33.812 s
24.946 Mvar
40.00
33.162 s
24.630 Mvar
0.00
-40.00
-0.1000
39.918
G_HEMB_PAUT_U1: Reactive Power in Mvar - sin sistemas de control
G_HEMB_PAUT_U1: Reactive Power in Mvar - con sistemas de control
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL SNI CENTRALES INDIVIDUALES CON EQUIV EST COL
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
Prueba_PauteAB_3
Date:
Annex: 2 /9
Figura 4.9 Potencia Activa y Potencia Reactiva de la U1 de Paute Molino AB
135
4.2 PRUEBAS
A
UNIDADES
LOS
DE
MODELOS
GENERACIÓN
DE
DEL
CONTROL
S.N.I.
EN
DE
LAS
FORMA
CONJUNTA EN UNA BASE DE DATOS ESTRUCTURADA
Una vez culminado de probar todos los sistemas de control de las unidades de
generación del S.N.I., con la prueba descrita en el numeral 4.1, se tiene la
necesidad de probar todos los sistemas de control en forma conjunta, es decir,
que se debe examinar la respuesta dada por la acción de todos los sistemas de
control de las unidades de generación ante un evento de falla dado. Estas
pruebas se desarrollan para las tres demandas: Demanda Baja, Demanda Media
y Demanda Alta.
Para estas pruebas ya no se utiliza el equivalente estático para Colombia, sino
más bien se hace uso de la base de datos completa, es decir, una base en donde
se tiene a ambos sistemas de potencia interconectados (red colombiana
completa). La utilización de esta base de datos es con el propósito de comprobar
la acción conjunta de los dos sistemas, así como de corroborar la actuación de los
sistemas de control de las unidades generadoras del S.N.I.
Las pruebas a ejecutar en la base de datos, consisten en simular cortocircuitos de
tipo trifásicos en líneas de transmisión dentro del anillo de 230 kV en el S.N.I.
Ecuatoriano, y luego de 100 ms de haber ocurrido el cortocircuito, estas líneas de
transmisión se abren.
Para tener un soporte para la comparación de resultados, se estandariza los
tiempos de los eventos a ser emulados, el evento de cortocircuito a 0.5 s y el
evento de apertura de la línea a 0.6 s.
Los cortocircuitos trifásicos se simulan al 50% de las siguientes líneas de
transmisión (Figura 4.10):
1. Línea Molino - Zhoray 2_1
2. Línea Molino - Pascuales 2_1
3. Línea Quevedo - Santo Domingo 2_1
4. Línea Santa Rosa - Pomasqui 2_1
5. Línea Santa Rosa - Totoras 2_1
136
ECUADOR
Generacion Paute
Tulcan_138/BT
Tulcan_138/BP
Pomasqui_230/B1
G
~
C _XFICTI_P OMA
C arga_General
X L_Poma_R CW _230
2
Pomasqui_138/BT
4
Santo_Domingo_230/B1
G
~
G
~
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_H_P aute_A B
G_H_P aute_A B
G_H_P aute_A B
G_H_P aute_A B
G_H_P aute_A B
T_POMA_ATT
T_POMASQU I_ATT
0
C _XFICTI_TU LCA
C arga_General
T_POMA_ATU
T_POMASQU I_ATU
Pomasqui_230/B2
2
G
~
G
~
G
~
G
~
G
~
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT..
G_HEMB_PAUT_..
G_H_P aute_C G_H_P aute_C G_H_P aute_C G_H_P aute_C G_H_P aute_C
Pomasqui_138/BP
EPSL
Santo_Domingo_230/B2
VOLTAJES
Santa_Rosa_230/B1
Santa_Rosa_230/B2
Baba_230/B1
Baba_230/B2
Totoras _230/B1
5
Totoras _230/B2
3
Quevedo_230/B1
Quev edo_230/B2
Riobamba_230/B1
2
Dos_Cerritos _230/B1
Milagro_230/B1
Pascuales_230/B1
Riobamba_230/B2
Zhoray _230/B1
Molino_230/B1
Pascuales_230/B2
Milagro_230/B2
B_EAR1_Esc..
Zhoray_230/B2
Molino_230/B2
Nueva_Prosperina_230/B1
Nueva_Prosperina_230/B2
1
B_Sinicay_2..
Esc lusas _230/B1
Trinitaria_230/B..
Esc lusas _230/B2
Figura 4.10 Fallas a ser simuladas en al anillo de 230 kV
Las simulaciones se efectúan para dos casos: el primero deshabilitando todos los
sistemas de control de las unidades de generación del S.N.I. (graficas de color
azul), y el segundo habilitando los mismos, dependiendo del despacho (gráficas
de color rojo). Cabe mencionar que al realizar las simulaciones, todos los
Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSS) se encuentran deshabilitados.
Las variables a presentar en las gráficas son: el voltaje y la frecuencia en una
barra cercana a la falla, la potencia activa y reactiva que inyecta un generador al
sistema, el cual está cercano a la falla, el ángulo de este generador con respecto
al generador de referencia y el ángulo del generador de referencia.
DIgSILENT
137
X = 27.000 s
1.20
0.500 s
1.086 p.u.
20.402 s
1.085 p.u.
1.10
1.084 p.u.
1.00
0.912 p.u.
0.90
0.80
0.70
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
Molino_230\B3: Voltage, Magnitude in p.u.
Molino_230\B3: Voltage, Magnitude in p.u.
X = 27.000 s
60.40
60.30
60.223 Hz
60.20
60.10
0.500 s
60.000 Hz
100.022 s
59.997 Hz
60.00
59.985 Hz
59.90
-0.1000
39.918
79.937
Molino_230\B3: Electrical Frequency in Hz
Molino_230\B3: Electrical Frequency in Hz
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_Moli_Pasc_2_1-Graf1
MARLON ULLAURI
Date:
Annex: 2 /4
DIgSILENT
Figura 4.11 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Pascuales 2_1
para Demanda Media (Gráfica 1)
4.00E-12
3.00E-12
2.00E-12
1.00E-12
89.352 s
0.000 deg
4.04E-28
-1.00E-1..
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
X = 27.000 s
60.00
39.233 deg
40.00
20.00
0.500 s
-11.018 deg
99.472 s
-8.669 deg
0.00
-8.690 deg
-20.00
-40.00
-0.1000
39.918
79.937
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_Moli_Pasc_2_1-Graf2
Date:
Annex: 2 /5
Figura 4.12 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Pascuales 2_1
para Demanda Media (Gráfica 2)
DIgSILENT
138
X = 27.000 s
100.00
90.00
91.952 s
76.313 MW
0.500 s
76.240 MW
80.00
76.174 MW
74.029 MW
70.00
60.00
50.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HEMB_PAUT_U6: Active Power in MW
G_HEMB_PAUT_U6: Active Power in MW
X = 27.000 s
120.00
90.00
60.00
52.183 Mvar
0.500 s
16.807 Mvar
30.00
18.594 Mvar
32.012 s
18.492 Mvar
0.00
-30.00
-0.1000
39.918
G_HEMB_PAUT_U6: Reactive Power in Mvar
G_HEMB_PAUT_U6: Reactive Power in Mvar
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_Moli_Pasc_2_1-Graf3
Date:
MARLON ULLAURI
Annex: 2 /6
DIgSILENT
Figura 4.13 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Pascuales 2_1
para Demanda Media (Gráfica 3)
X = 78.000 s
1.30
0.500 s
1.064 p.u.
1.10
1.062 p.u.
0.974 p.u.
118.162 s
1.062 p.u.
0.90
0.70
0.50
0.30
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
B_San_Francisco_230: Voltage, Magnitude in p.u.
B_San_Francisco_230: Voltage, Magnitude in p.u.
X = 78.000 s
60.20
60.15
60.10
60.093 Hz
0.500 s
60.000 Hz
60.05
131.252 s
59.997 Hz
59.999 Hz
60.00
59.95
-0.1000
39.918
79.937
119.96
B_San_Francisco_230: Electrical Frequency in Hz
B_San_Francisco_230: Electrical Frequency in Hz
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_StaRosa_Toto_2_1-Graf1
Date:
Annex: 2 /13
Figura 4.14 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Totoras 2_1
para Demanda Media (Gráfica 1)
DIgSILENT
139
4.00E-12
3.00E-12
2.00E-12
1.00E-12
84.722 s
0.000 deg
4.04E-28
-1.00E-1..
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
X = 78.000 s
40.00
30.00
27.552 deg
20.00
10.00
134.502 s
2.774 deg
2.574 deg
0.00
0.500 s
-1.812 deg
-10.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
G_HPAS_SFRA_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
G_HPAS_SFRA_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_StaRosa_Toto_2_1-Graf2
MARLON ULLAURI
Date:
Annex: 2 /14
DIgSILENT
Figura 4.15 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Totoras 2_1
para Demanda Media (Gráfica 2)
X = 78.000 s
140.00
120.00
109.783 MW
93.922 s
109.972 MW
100.00
0.500 s
110.000 MW
80.00
60.00
40.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HPAS_SFRA_U1: Active Power in MW
G_HPAS_SFRA_U1: Active Power in MW
X = 78.000 s
160.00
120.00
80.00
40.00
0.500 s
2.779 Mvar
7.008 Mvar
4.195 Mvar
89.342 s
4.161 Mvar
0.00
-40.00
-0.1000
39.918
79.937
G_HPAS_SFRA_U1: Reactive Power in Mvar
G_HPAS_SFRA_U1: Reactive Power in Mvar
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_StaRosa_Toto_2_1-Graf3
Date:
Annex: 2 /15
Figura 4.16 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Totoras 2_1
para Demanda Media (Gráfica 3)
140
En la Figura 4.11, Figura 4.12 y Figura 4.13, se presentan las respuestas luego de
efectuar la prueba en la línea Molino - Pascuales 2_1 para Demanda Media.
Analizando estas gráficas, se observa que para el caso sin controles el sistema de
potencia se vuelve inestable, mientras que para el caso con controles, la
frecuencia eléctrica llega a estabilizarse en un valor de 59.997 Hz a los 100 s; el
voltaje medido en la barra de Molino 230 kV, se estabiliza en un valor de 1.085 pu
a un tiempo de 20 s. En cuanto a las demás variables graficadas éstas se
mantienen en los valores de prefalla.
De manera similar, en la Figura 4.14, Figura 4.15 y Figura 4.16, se muestran las
respuestas después de realizar la prueba en la línea Santa Rosa - Totoras 2_1
para Demanda Media.
Al analizar estas gráficas, los aspectos más relevantes que se observan son, que
para el caso sin controles, luego de la ocurrencia de la falla, el sistema pierde
estabilidad; mientras que para el caso con controles, el sistema llega a un nuevo
punto estable. La frecuencia eléctrica toma un valor de 59.997 Hz en un tiempo de
131 s, el voltaje en la barra de San Francisco 230 kV llega a estabilizarse en
1.062 pu a un tiempo de 118 s. Las demás señales graficadas, tratan de mantener
el punto inicial de operación, pues no existen cambios bruscos en las mismas.
En el Anexo 2, se muestra las graficas obtenidas para las otras tres fallas a ser
simuladas. Estas respuestas tratan de mantener o mejorar la estabilidad del
sistema.
En el Anexo Digital 5, se presenta las gráficas obtenidas luego de efectuar las
pruebas en las cinco líneas de transmisión expuestas con anterioridad, para
Demanda Baja y Demanda Alta. Analizando estas respuestas se observa que
existe similitud con las respuestas dadas para Demanda Media, pues para todos
los casos existe mejora en la estabilidad del sistema.
141
CAPÍTULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
·
La herramienta DSL de DIgSILENT PowerFactory es útil para el
modelamiento de los sistemas de control de las unidades generadoras, ya
que permite construir modelos con gran precisión con respecto a la
información proporcionada por las centrales de generación, fabricantes, o
grupos especializados en este campo de estudio.
·
La parametrización de todos los sistemas de control de las unidades de
generación, no se realizó en base de metodologías de control como son:
método del lugar de las raíces, método de la respuesta en frecuencia,
entre otros; sino más bien, se realizó en forma empírica, es decir, se
colocó los valores de los parámetros utilizando la información recopilada
de los modelos, ó tomando valores típicos de documentos especializados,
y esto hasta obtener una respuesta adecuada del modelo.
·
La prueba de Operación en Estado Estable de los sistemas de control de
una unidad generadora para un sistema aislado, es la primera y principal
prueba a realizar, pues al tener respuestas inadecuadas luego de efectuar
esta prueba, no tiene sentido aplicar las demás pruebas.
·
Al realizar las pruebas de desempeño de los Estabilizadores de Sistemas
de Potencia (PSS) presentes en el S.N.I. para un sistema aislado, no se
busca verificar el amortiguamiento de las oscilaciones de potencia, sino
más bien que estos sistemas de control no perjudiquen la respuesta dada
por los sistemas de control de voltaje y velocidad. Debido a esta razón,
todos los PSS son deshabilitados al momento de realizar las simulaciones
de prueba en la base de datos del S.N.I. estructurada, pues su acción es
nula.
142
·
Las metodologías aplicadas para el modelamiento, y pruebas en un
sistema aislado de los sistemas de control de las unidades de generación,
resultaron ser metodologías apropiadas y acorde a las necesidades del
modelamiento de estos controles.
·
Las metodologías implementadas en el presente trabajo, tanto para el
modelamiento, como para pruebas en un sistema aislado, de los sistemas
de control de las unidades generadoras, son exclusivamente aplicables
para unidades de tipo convencional, como son: hidráulicas, térmicas a
vapor, térmicas a gas, y térmicas a diesel. Para unidades de tipo no
convencional como: fotovoltaicas y eólicas, si es factible aplicar la
metodología de modelamiento, pero la metodología de pruebas puede
resultar no adecuada, debido a la complejidad de los sistemas de control
de este tipo de unidades.
·
Respuestas válidas de los sistemas de control de una unidad generadora
para un sistema aislado, no necesariamente implica que dichos modelos
sean válidos para la base de datos estructurada del S.N.I., ya que puede
darse el caso de que estos modelos provoquen inestabilidad en el
sistema. De darse este caso, se debe volver a revisar la modelación de
los controles enfatizando en aspectos como: conexionado de señales,
sintaxis, condiciones iniciales, entre otros aspectos.
·
El equivalente estático utilizado en la base de datos para la simulación del
Sistema Eléctrico Colombiano, se comporta como una barra infinita, ya
que al realizar las simulaciones de prueba (fallas trifásicas en líneas de
transmisión), las variables del sistema no presentan variaciones notorias,
pues estas variaciones son compensadas por el equivalente. Y es por
esta razón, que surge la necesidad de probar los modelos con una base
de datos completa (Sistemas de Ecuador y Colombia Completos).
·
La base de datos estructurada final es una base sólida, que presenta
respuestas amortiguadas de las variables analizadas frente a las
simulaciones de prueba efectuadas.
143
5.2 RECOMENDACIONES
·
En caso de darse problemas en los lazos de realimentación en los
diagramas de bloques durante el modelamiento de un sistema de control
en DSL, se recomienda realizar una previa reducción de bloques, con el
afán de solucionar estos problemas.
·
Como posible trabajo futuro, se puede aplicar metodologías de análisis de
control para corroborar los parámetros seteados en los sistemas de
control de las unidades de generación.
·
Como trabajo subsiguiente, se debe implementar metodologías para la
sintonización de Estabilizadores de Sistemas de Potencia, para con ello
obtener una base de datos del S.N.I. aun mejor a la proporcionada en
este proyecto, la cual servirá para estudios de estabilidad.
·
Como trabajo posterior, se sugiere realizar pruebas en campo, para
determinar los modelos y parámetros de los sistemas de control de las
unidades de generación del S.N.I., las cuales aún no han sido realizadas,
especialmente las de gran potencia.
144
6 BIBLIOGRAFÍA
[1]
J. J. Grainger, W. D. Stevenson Jr., “Análisis de Sistemas de Potencia”, McGraw Hill/Interamericana de México, México, 1996.
[2]
C. Ong, “Dynamic Simulation of Electric Machinery”, Prentice Hall PTR, USA,
1998.
[3]
P. Kundur, “Power System Stability and Control”, McGraw - Hill, USA, 1994.
[4]
B. C. Kuo, “Sistemas de Control Automático”, Séptima Edición, Prentice Hall
Hispanoamericana, México, 1996.
[5]
K. Ogata, “Ingeniería de Control Moderna”, Quinta Edición, Pearson Educación,
España, 2010.
[6]
A. Del Rosso, L. Torres, J. L. Magaz, J. L. Pérez, H. Primerano, “Transferencia de
Tecnología para el Desarrollo de Ensayos de Validación de Modelos para
Estudios Dinámicos”, Mercados Energéticos, Reporte M 0565 - P 246//01, 10 de
Mayo de 2002.
[7]
IEEE Committee Report, “Dymanic Models for Steam and Hydro Turbines in
Power Systems Studies”, Paper T 73 089-0, New York, January 1973.
[8]
IEEE Power & Energy Society Report, “Dynamic Models for Turbine-Governors in
Power System Studies”, Technical Report PES-TR1, January 2013.
[9]
DIgSILENT PowerFactory. User’s Manual Version 15, DIgSILENT GmbH,
Gomaringen, Germany, 2013.
[10]
“Curso Lenguaje de Simulación Digital -DSL- DIgSILENT PowerFactory Versión
13.1.257”, Ingeniería Especializada S.A., Documento IEB 012-05-01, Medellín,
Marzo 2006.
[11]
J. Vélez, “Memorias de curso de capacitación en lenguajes DSL y DPL del
programa DIgSILENT PowerFactory”, Estudios y Energía Ltda., Agosto 2011.
[12]
J. J. Rodríguez, J. H. Vélez, “Normalización de pruebas para los modelos de los
reguladores de velocidad y tensión”, Operación de Mercados de Energía,
Información Eléctrica y Energética, Documento IEB 199-04-01, Itagüí, Junio 2004.
[13]
IEEE Std. 421.5-2005. “IEEE Recommended Practice for Excitation System
Models for Power System Stability Studies”, Ney York.
[14]
D. G. Calomé, “Sistemas de Regulación de Velocidad y Control de Turbinas”, IEEUNSJ, Argentina.
145
[15]
“Propuesta de ajuste teórico del PSS de Paute”, Operación de Mercados de
Energía, Información Eléctrica y Energética, Documento ISA UENCND 159-02,
Medellín, Noviembre 2002.
[16]
J. H. Vélez, “Modelación de los reguladores de tensión y velocidad y del sistema
de estabilización de las unidades de generación de la planta San Francisco en el
programa de simulación de redes eléctricas DIgSILENT PowerFactory”, Ingeniería
Especializada S.A., Documento IEB-217-05-01, Itagüí, Mayo 2005.
[17]
CIRCE, “Identificación y modelado de los sistemas de control de la Central
Hidráulica Mazar - Versión 2”, Enero 2014.
[18]
CIRCE, “Identificación y modelado de los sistemas de control de la Central
Térmica Esmeraldas - Versión 2”, Enero 2014.
[19]
CIRCE, “Identificación y modelado de los sistemas control de la Central Térmica
Trinitaria - Versión 2”, Febrero 2014.
[20]
CIRCE, “Identificación y modelado de los sistemas de control de la Central
Hidráulica Pucará - Versión 3”, Febrero 2014.
[21]
CIRCE, “Identificación y modelado de los sistemas de control de la Central
Térmica Santa Elena III - Versión 3”, Febrero 2014.
[22]
M. Maragno, M. Castillo, “Estudios Eléctricos y de Operación del Sistema Híbrido
Galápagos - Rev. 2.0”, P1588, Mayo 2013.
[23]
G. Rogers, “Power System Toolbox Version 3.0”, Manual,
RR#5 Colborne,
Ontario, Canada
[24]
DIgSILENT Model Manual, “WTG with Fully-Rated Converter”, November 2010.
[25]
J. Palacios, R. Saraguro, "Parametrización de los Modelos de las Unidades de
Generación del Sistema Nacional Interconectado", Facultad de Ingeniería
Eléctrica y Electrónica, Escuela Politécnica Nacional, Quito, Enero 2007.
[26]
P. Verdugo, “Metodología de Sintonización de Parámetros del Estabilizador de
Sistemas de Potencia (PSS) utilizando el Programa Computacional DIgSILENT
PowerFactory”, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Escuela Politécnica
Nacional, Quito, Marzo 2012.
[27]
CENACE, Información de Modelos de Sistemas de Control de las Unidades
Generadoras del S.N.I. proporcionado por los agentes del Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM).
[28]
CENACE, Base de Datos Enero 2015.
146
7 ANEXOS
ANEXO 1: Modelos de los Sistemas de Control para las Unidades de
Generación Analizadas en el Capítulo 3
·
Modelos de los Sistemas de Control de la Unidad TV2 de la Central
Térmica a Vapor Gonzalo Zevallos.
Tabla A1.1 Parámetros de ajuste para el VCO de la TV2 de Gonzalo Zevallos
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
DESCRIPCIÓN
Kcr
0
[pu]
Ganancia de Compensación de Reactivo
Tr_V
0.2
[s]
Constante tiempo Transductor V terminal
Tr_Q
0.05
[s]
Constante tiempo Transductor Q terminal
Tr_Ifd
0.05
[s]
Constante tiempo de Transductor de Ifd
T4v
15
[s]
Cte Tiempo Atraso Control-Icampo Vacío
T3v
1
[s]
Cte Tiempo Adelanto Control-Icampo Vacío
Kev
200
[pu]
Ganancia Proporcional Control-Icampo Vacío
T4c
20
[s]
Cte Tiempo Atraso Control-Icampo Carga
T3c
1
[s]
Cte Tiempo Adelanto Control-Icampo Carga
Kec
200
[pu]
Ganancia Proporcional Control-Icampo Carga
T8
40
[s]
Cte Tiempo Atraso Control-Reactivos
T7
0.9
[s]
Cte Tiempo Adelanto Control-Reactivos
Kq
200
[pu]
Ganancia Proporcional Control-Reactivos
T2c
4
[s]
Cte Tiempo Atraso Control-Voltaje Carga
T1c
3
[s]
Cte Tiempo Adelanto Control-Voltaje Carga
Kac
200
[pu]
Ganancia Proporcional Control-Voltaje Carga
T2v
10
[s]
Cte Tiempo Atraso Control-Voltaje Vacío
T1v
2
[s]
Cte Tiempo Adelanto Control-Voltaje Vacío
Kav
200
[pu]
Ganancia Proporcional Control-Voltaje Vacío
T6
0.01
[s]
Cte Tiempo Atraso Excitatriz
T5
0.01
[s]
Cte Tiempo Adelanto Excitatriz
Kb
1
[pu]
Ganancia Proporcional Excitatriz
Tfe
0.02
[s]
Tiempo de Retraso Estabilizador
Sbase
85.88
[MVA]
Ctrl_Q
0
-
{=1 (Activado), =0 (Desactivado)}
Vacio
0
-
Constante igual a cero
Tipo_Ctrl
0
-
{=0 (Control por V ó Q), =1 (Control por Ifd)}
Ifd_min
-0.1
[pu]
Límite Mínimo de Ifd en Transducción
Ifd_max
3
[pu]
Límite Máximo de Ifd en Transducción
Potencia Base
147
Tabla A1.2 Parámetros de ajuste para el PCU de la TV2 de Gonzalo Zevallos
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
DESCRIPCIÓN
KG
20
[pu]
Ganancia governor (inverso estatismo)
TSR
0.2
[s]
Constante tiempo relé velocidad
TSM
0.3
[s]
Constante tiempo posición válvula servo
TCH
0.4
[s]
Constante tiempo cámara de vapor
TRH
5
[s]
Constante tiempo recalentador
TCO
0.5
[s]
Constante tiempo crossover
FHP
0.3
[pu]
Fracción potencia turbina presión alta
FIP
0.4
[pu]
Fracción potencia turbina presión intermedia
FLP
0.3
[pu]
Fracción potencia turbina presión baja
Cv_close
-1
[pu/s]
Pmin
0
[pu]
Mínima potencia de salida governor
Cv_open
1
[pu/s]
Límite cambio apertura válvula servo
Pmax
1
[pu]
Máxima potencia de salida governor
Límite cambio cierre válvula servo
Tabla A1.3 Parámetros de ajuste para el PSS de la TV2 de Gonzalo Zevallos
PARÁMETRO
VALOR
Tfw
0.01
Tw1
3
DESCRIPCIÓN
Constante tiempo medición frecuencia [s]
Reset (washout)[0,9.99] [s]
Tp
0.01
Constante tiempo medición de potencia [s]
M
12.24
Constante de inercia (M=2H)[0,40] [s]
Tr
0.1
Filtro rastreador de rampa [0,9.99] [s]
T3
0.15
Compensador - Avanzo 1[0,9.99] [s]
T4
0.02
Compensador - Atraso 1[0,9.99] [s]
T5
0.15
Compensador - Avanzo 2[0,9.99] [s]
T6
0.02
Compensador - Atraso 2[0,9.99] [s]
T7
0.01
Compensador - Avanzo 3[0,9.99] [s]
T8
0.01
Compensador - Atraso 3[0,9.99] [s]
K1pss
0.01
Ganancia ESP[0,99.99] [pu]
K2pss
0
Ganancia ESP Reducido[0,99.99] [pu]
Pe_min
0
Banda Reducción Ganancia ESP[0,1] [pu]
Lmin
-0.1
Límite inferior salida ESP[-0.7,0] [pu]
Pe_max
0.5
Banda Reducción Ganancia ESP[0,1] [pu]
Lmax
0.1
Límite superior salida ESP[0,0.3] [pu]
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
Ifd
Q
Vt
Ix
1/(1+sT)
Tr_Ifd
x3
1/base
Sbase
Vref
1/(1+sT)
Tr_V
x1
K
Kcr
ESP
Ifd_max
Limits
LSE
-
x2
IxKcr
1/(1+sT)
Tr_Q
-
Ifd_min
Ifd_ref
yi2
Qref
Qpu
Vbias
Vc
Qc
Ifd_c
o1
LCC
-
o8
o2
o9
o3
x4
x5
K(1+sTld)/(1+sTlg)
T4c,T3c,Kec
CARGA
K(1+sTld)/(1+sTlg)
T4v,T3v,Kev
VACIO
MALLA DE CONTROL DE CORRIENTE DE CAMPO
dQ
dV
VHz
VHz
o4
LSE
o5
ESP
3
LCC
o11
LCE
o12
2
K(1+sTld)/(1+sTlg)
T8,T7,Kq
x6
x8
K(1+sTld)/(1+sTlg)
T2c,T1c,Kac
CARGA
o17
o16
o19
MALLA DE CONTROL REACTIVA
yi1
x7
K(1+sTld)/(1+sTlg)
T2v,T1v,Kav
VACIO
MALLA DE CONTROL DE VOLTAJE
yi
1
LCE
cur1
o13
o7
0
S1
o18
o10
dIfd
Const
Tipo_Ctrl
S3
Vr
-
o6
Comparar
Vacio
Const
Ctrl_Q
S2
VCO Gonzalo Zevallos:
o14
yi3
o20
o15
x9
S1
1/(1+sT)_
Tfe
x10
K(1+sTld)/(1+sTlg)_
T6,T5,Kb
Efd
148
Figura A1.1 Sistema de Control de Voltaje - TV2 Central Gonzalo Zevallos
DIgSILENT
2
1
w
wref
-
x1
x3
K/(1+sT)
KG,TSR
1/(1+sT)
TCH
dw
psetp
yi5
o1
-
1/K
TSM
yi1
1/(1+sT)
TRH
x4
o12
yi6
1/(1+sT)
TCO
x5
o14
Cv_open
Limits
Cv_close
Cv
MODELO DE LA TURBINA
yi
yi2
yi7
1/s
x2
CONTROL GOVERNOR
o13
K
FIP
0
o15
K
FLP
PCU Gonzalo Zevallos:
yi3
pt
Pmin
Limits
Pmax
149
Figura A1.2 Sistema de Control de Velocidad - TV2 Central Gonzalo Zevallos
DIgSILENT
K
FHP
4
3
2
1
0
pgt
w
wref
-
x3
Pe_min
x1
o17
Pe_max
pgt_out
1/(1+sT)
Tfw
Dband
K1pss,K2pss
1/(1+sT)
Tp
dw
PSS Gonzalo Zevallos:
RLN
yi
x2
o15
1/K
M
-
yi2
o16
sT/(1+sT)
Tw1
ByR
1/s
x12
T/(1+sT)_
Tw1
x4
o1
yi8
o11
yi9
yi3
x5,x6
Lmin
(1+4Ts)/(1+sT)^2
Tr
Limits
yi4
x7,x8
Lmax
o14
1/(1+sT)^2
Tr
o13
o12
-
yi5
x9
(1+sTb)/(1+sTa)
T3,T4
yi6
x10
ESP
(1+sTb)/(1+sTa)
T5,T6
yi7
x11
(1+sTb)/(1+sTa)
T7,T8
150
Figura A1.3 Estabilizador de Sistemas de Potencia - TV2 Central Gonzalo Zevallos
DIgSILENT
Frame Gonzalo Zevallos:
1
0
PSS
ElmPss*
ESP
pgt
pt
Efd
0
Generator
ElmSym*
4
PCU
ElmPcu*
w
1
5
4
3
2
1
VCO
ElmVco*
2
3
0
1
0
Vt
Q
Ifd
cur1
151
Figura A1.4 Composite Frame - TV2 Central Gonzalo Zevallos
DIgSILENT
152
·
Modelos de los Sistemas de Control de la Unidad 1 de la Central
Térmica a Diesel Jaramijó.
Tabla A1.4 Parámetros de ajuste para el VCO de la U1 de Jaramijó
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
DESCRIPCIÓN
Xc
0
-
Tr
0.01
[s]
Constante tiempo transductor voltaje
Kg
0.16
[pu]
Ganancia
Kp
50
[pu]
Ganancia proporcional
Ki
30
[pu]
Ganancia integral
Kd
6
[pu]
Ganancia derivativa
Tf
0
[s]
Constante tiempo de atraso bloque derivativo
SEL
0
-
Ta
0
[s]
Constante tiempo regulador
Reactive droop
=0 => AVR, =1 => FCR
Te
0.8
[s]
Constante tiempo excitatriz
E1
4.2
[pu]
Factor de Saturación 1
SE1
0.5
[pu]
Factor de Saturación 2
E2
5.6
[pu]
Factor de Saturación 3
SE2
0.86
[pu]
Factor de Saturación 4
Ke
1
[pu]
Ganancia excitatriz
KD
0
[pu]
Factor desmagnetizante
Kc
0
[pu]
Factor proporcional de rectificación carga
Kg_2
0.398
[pu]
Ganancia control Ifd
Kp_2
74.4
[pu]
Ganancia proporcional control Ifd
Ki_2
48
[pu]
Ganancia integral control Ifd
Min
-10
[pu]
Límite mínimo bloque integral
Min_2
-5
[pu]
Límite mínimo bloque integral control Ifd
Max
10
[pu]
Límite máximo bloque integral
Vr_max
10
[pu]
Límite máximo voltaje regulador
Max_2
5
[pu]
Límite máximo bloque integral control Ifd
Tabla A1.5 Parámetros de ajuste para el PCU de la U1 de Jaramijó
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
DESCRIPCIÓN
Compensation
0.025
[s]
Tiempo de Compensación
I
1.2
[s]
Reset Programable
P
2.5
[pu]
Ganancia Programable
Dr
0.04
[pu]
Estatismo
K
0.4
[s]
Tiempo del Actuador
Td
0.1
[s]
Retardo motor
Min
0
[pu]
Mínima potencia de salida governor
Max
1.5
[pu]
Máxima potencia de salida governor
7
6
5
4
3
i_i
2
1
0
Vs
Vc1
1/(1+sT)
Tr
x1
Vc
dV
K
Kg
yi
dIfd
K
Kg_2
Min_2
{K/s}
Ki_2
x6 Max_2
K
Kp_2
o5
Ifd
Regulador por Corriente de Campo Ifd (FCR Controller)
mod(Vt+(XcIq))
Xc
Ifd_ref
u_i
u_r
yi2
2
Vref
o4
1
Vp
Min
o1
o2
Max
sK/(1+sT)
Kd,Tf
x3
{K/s}
Ki
x2
K
Kp
1
Input selector
SEL
0
yi4
0
K
KD
Vr
Vr_max
{1/(1+sT)}
Ta
x4
-
Vfe
0
yi1
yi3
Se
IfdKD
VCO Jaramijó:
0
x5
{1/sT_
Te
K
Ke
Se(E) exp_
E1,SE1,E2,SE2
VeKe
yi5
1
Kc
0Fex_modif
Ve
Efd
153
Figura A1.5 Sistema de Control de Voltaje - U1 Central Jaramijó
DIgSILENT
Fex
o6
o3
2
1
0
wbias
w
wref
-
Parámetro SDR
Compensation
PCU Jaramijó:
dw
SDR
x1,x2
Tf
D
2
yi1
Parámetro Tf
(A0+sA1+ssA2)/(B0+sB1+ssB2) modif
1
P,I,Dr
0
Parámetro D
I
Min
Limits
Max
yi2
1/(1+sT)
K
x3
yi
e^sT no inc
Td
pt
154
Figura A1.6 Sistema de Control de Velocidad - U1 Central Jaramijó
DIgSILENT
Frame Jaramijó:
VCO
4
3 ElmVco*
2
1
0
PCU
ElmPcu*
Efd
Ifd
u_r
u_i
i_i
pt
w
Vp
1
1
5
4
Generator2
ElmSym*3
0
0
155
Figura A1.7 Composite Frame - U1 Central Jaramijó
DIgSILENT
156
·
Modelos de los Sistemas de Control de la Unidad 1 de la Central
Térmica a Gas Machala I.
Tabla A1.6 Parámetros de ajuste para el VCO de la U1 de Machala I
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
prv6
trv6
grv1
prv1
1
1
[pu]
[s]
Voltage feedback high frecuency gain
Voltage feedback time constant
50
6
[pu]
-
Voltage loop gain
Phase lead filter high frecuency gain
trv1
trv2
0.18
5
[s]
[s]
Phase lead filter numerator gain
Integral time constant
uex_max
uex_min
Te
KEXIcc
KEXtcc
KEXIv
E1
SE1
DESCRIPCIÓN
16.3
[pu]
Positive ceiling voltage with Vg
-14.3
0.18
[pu]
[s]
Negative ceiling voltage with Vg
No load time constant
1.03
[pu]
On load parameter
0.3
[pu]
On load parameter
-0.03
3.375
[pu]
[pu]
No load parameter
Saturation factor 1
1.12
[pu]
Saturation factor 2
E2
4.5
[pu]
Saturation factor 3
SE2
1.39
[pu]
Saturation factor 4
Tabla A1.7 Parámetros de ajuste para el OEL de la U1 de Machala I
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
DESCRIPCIÓN
ifn1
5.5
[pu]
Permanent limitation set point
ifp1
gie1
11.3
[pu]
Ceiling limitation set point
tie1
gie4
4
1
[pu]
[s]
Gain
Integral time constant
0.2
[pu]
Gain
minie1
0.8
[pu]
Generator threshold for ceiling release
Tabla A1.8 Parámetros de ajuste para el PSS de la U1 de Machala I
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
psp1
1
-
DESCRIPCIÓN
Phase lead or phase lag filter high frecuency gain
tsp1
1
[s]
Phase lead or phase lag filter time constant
gsp1
tsp6
psp5_min
0.01
1
[pu]
[s]
PSS gain
High pass filter time constant
-0.05
[pu]
- Output limitation
psp5_max
0.05
[pu]
+ Output limitation
157
Tabla A1.9 Parámetros de ajuste para el PCU de la U1 de Machala I
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
Trate
Tpelec
Kimw
db
Kpgov
Kigov
Kdgov
Tdgov
Rselect
r
Ta
Ka
Tact
Flag
Kturb
Teng
Tc
Tb
Dm
Tsa
Tsb
Tfload
Ldref
Wfnl
Kpload
Kiload
Aset
minerr
Vmin
rclose
rdown
maxerr
Vmax
ropen
rup
0
2.5
0
0.0012
10
0.666
0
1
1
0.046
0.01
10
0.5
0
2
0
0
0.2
-2
0
0
1
1
0.23
2.5
2.5
0.01
-0.1
0.15
-0.09
-0.5
0.1
1
0.09
0.5
[MW]
[s]
[pu]
[pu]
[pu]
[pu]
[pu]
[s]
[-]
[pu]
[s]
[pu/s]
[s]
[-]
[pu]
[s]
[s]
[s]
[pu]
[s]
[s]
[s]
[pu]
[pu]
[pu]
[pu]
[pu/s]
[pu]
[pu]
[pu/s]
[pu/s]
[pu]
[pu]
[pu/s]
[pu/s]
DESCRIPCIÓN
Turbine Rated Power(=0->PN=Pgnn)
Electrical Power Transducer Time Constant
Power Controller Reset Gain
Speed Governor Deadband
Governor Proportional Gain
Governor Integral Gain
Governor Derivative Gain
Governor Derivative Controller Time Constant
Governor Droop Feedback Signal Selector
Permanent Droop
Acceleration Limiter Time Constant
Acceleration Limiter Gain
Actuator Time Constant
Switch for Fuel Source Characteristic
Turbine Gain
Diesel Engine Transport Time Constant
Turbine Lead Time Constant
Turbine Lag Time Constant
Mechanical Damping Coefficient
Temperature Detection Lead Time Constant
Temperature Detection Lag Time Constant
Load Limiter Time Constant
Load Limiter Reference Value
No Load Fuel Flow
Load Limiter Proportional Gain
Load Limiter Integral Gain
Acceleration Limiter Setpoint
Minimum Speed Error signal
Minimum Valve Position Limit
Maximum Valve Closing Rate
Maximum Rate of Load Limit Decrease
Maximum Speed Error Signal
Maximum Valve Position Limit
Maximum Valve Opening Rate
Maximum Rate of Load Limit Increase
Tabla A1.10 Parámetros de ajuste para el UEL de la U1 de Machala I
PARÁMETRO
VALOR
UNIDAD
gse1
gse2
Sbase
gse3
tse1
0.47
0.18
88.118
0.25
0.5
[pu]
[pu]
[MVA]
[pu]
[s]
DESCRIPCIÓN
Generator voltage coefficient
Active power coefficient
Nominal Apparent Power
Gain
Integral time constant
6
5
4
3
2
1
Vt
x3
Voel1
curex
1/(1+sT)_
trv2
Vs
(1+prv6trv6s)/(1+strv6)
prv6,trv6
x1
Vref
Vuel
o4
Vc
-
-
K
KEXIcc
yi4
dV
K
grv1
1/(1+sT)_
trv1
x2
yi
o1
-
yi8
o5
yi1
K
prv1
o2
K
KEXtcc
o3
Voel2
yi2
1
LVgate
0
Vg
yi3
0
1
Limits
uex_max,uex_m..
o9
Vr
-
o6
Ifd
0
yi5
1/K
Te
yi6
0
{1/s
x4
o7
-
Se
o8
VCO Machala I: ALSTOM (6FAs)
yi7
Ifd
K
KEXIv
Se(E) exp_
E1,SE1,E2,SE2
EfdKEXIv
0
Low Limit
Efd
2
1
0
158
Figura A1.8 Sistema de Control de Voltaje - U1 Central Machala I
DIgSILENT
Vt
Figura A1.9 Sistema de Control de Velocidad - U1 Central Machala I
6
5
4
3
2
1
cosn
sgnn
pgt
wref
2
1
0
P_base
Trate
-
pelec
Pref
psetp
x1
1/(1+sT)_
Tpelec
x2
dw
-
K/s
Kimw
w
o1
yi
0
o2
o3
yi1
x7
minerr
Rselout
pfilt
o7
maxerr
DB_Offset_Lim
db
s/(1+sT)_
Ta
yi2
yi3
K/s}
Kiload
x10
K
Kpload
yi8
Loadref
x4
K/s
Kigov
x3
K
Kpgov
K x delta
Ka,0.01
o11
2
Selector 1
Rselect
0
sK/(1+sT)
Kdgov,Tdgov
1
-
o5
o4
o6
o9
govout
Lim<max
rdown
pidout
1
accout
Rselect:
1 => Electrical Power
-1 => Valve Stroke
-2 => Governor Output
0 => Isochronous
o8
yi9
rup
1/(1+sT)_w/rate limit
Tfload
x9
piload
(Ldref/Kturb+Wfnl)
Ldref,Kturb,Wfnl
o12
govout
K
r
fix delay
2
1
0
LV gate
yi7
yi4
{{1/(1+sT)}}_
Tact
x5
spprop
Dfuel
Vmax,ropen
floadin
Sel
Flag
Vmin,rclose
govoutput
w
(1+sTb)/(1+sTa)
Tsa,Tsb
x8
1
0
Wp
vstroke
Damping
Dm
wfnl
K
Kturb
yi6
Delay
Teng
x6
Flag:
1 => Fuel flow proportional to speed
0 => Fuel flow independent of speed
yi5
Dpmech
Pnoloss
(1+sTn)/(1+sTd)_
Tc,Tb
Pdel
PCU Machala I: (gov_GGOV1) GE General Turbine-Governor Model
-
pturb
2
1
0
Pt/Pturb
Trate
pt
159
DIgSILENT
o10
aset
pgt
abs()
yi
x1
(1+psp1tsp1s)/(1+tsp1s)
psp1,tsp1
PSS Machala I: ALSTOM (6FAs)
yi1
K
gsp1
yi2
sT/(1+sT)
tsp6
x2
yi3
psp5_min
Limits
psp5_max
Vs
160
Figura A1.10 Estabilizador de Sistemas de Potencia - U1 Central Machala I
DIgSILENT
2
1
Vr
Vt
1/(1+sT)
tie1
x1
curex
Const
ifp1
Const
ifn1
Comp menor
minie1
o1
o2
0
OEL Machala I: ALSTOM (6FAs)
S1
-
o3
yi
-
o5
yi1
K
gie1
K
gie4
o4
yi2
1/s}
x2
0
Voel2
Voel1
1
0
161
Figura A1.11 Limitador de Sobrexcitación - U1 Central Machala I
DIgSILENT
2
1
0
Q
Vt
pgt
1/base
Sbase
x^2
abs()
yi
yi1
o3
K
gse1
K
gse2
UEL Machala I: ALSTOM (6FAs)
o1
-
o2
-
yi2
K
gse3
o4
o5
yi3
0
1/(1+sT)_
tse1
x1
Low Limit
Vuel
162
Figura A1.12 Limitador de Subexcitación - U1 Central Machala I
DIgSILENT
Frame Machala I:
2
1
0
2
1
0
OEL
ElmOel*
UEL
ElmUel*
PSS
ElmPss*
1
0
Vs
Vr
Voel2
5
4
VCO 2
3 ElmVco*
1
1
2
0
0
Ifd
pgt
Q
ve
Vt
curex
PCU
3
2 ElmPcu*
1
0
pt
w
cosn
sgnn
1
0
Generator
ElmSym*
6
5
4
3
2
1
0
163
Figura A1.13 Composite Frame - U1 Central Machala I
DIgSILENT
Voel1
Vuel
164
ANEXO 2: Respuesta de las Pruebas Efectuadas en la Base de Datos
Estructurada Completa para Demanda Media
·
Respuesta a la Prueba de Cortocircuito Trifásico en la Línea Molino Zhoray 2_1.
·
Respuesta a la Prueba de Cortocircuito Trifásico en la Línea Quevedo
- Santo Domingo 2_1.
·
Respuesta a la Prueba de Cortocircuito Trifásico en la Línea Santa
DIgSILENT
Rosa - Pomasqui 2_1.
1.35
0.500 s
1.086 p.u.
16.102 s
1.089 p.u.
1.10
62.562 s
1.079 p.u.
0.85
0.60
0.35
0.10
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
Molino_230\B4: Voltage, Magnitude in p.u.
Molino_230\B4: Voltage, Magnitude in p.u.
60.70
60.50
60.30
0.500 s
60.000 Hz
60.10
160.942 s
59.999 Hz
59.90
59.70
-0.1000
158.142 s
59.997 Hz
39.918
79.937
119.96
Molino_230\B4: Electrical Frequency in Hz
Molino_230\B4: Electrical Frequency in Hz
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_Moli_Zhor_2_1-Graf1
Date:
Annex: 2 /1
Figura A2.1 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Zhoray 2_1 para
Demanda Media (Gráfica 1)
DIgSILENT
165
4.00E-12
3.00E-12
2.00E-12
1.00E-12
88.002 s
0.000 deg
4.04E-28
-1.00E-1..
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
60.00
40.00
20.00
0.500 s
-11.018 deg
143.402 s
-9.503 deg
0.00
126.222 s
-10.321 deg
-20.00
-40.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
G_HEMB_PAUT_U6: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_Moli_Zhor_2_1-Graf2
Date:
MARLON ULLAURI
Annex: 2 /2
DIgSILENT
Figura A2.2 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Zhoray 2_1 para
Demanda Media (Gráfica 2)
135.00
110.00
0.500 s
76.240 MW
124.992 s
76.321 MW
85.00
124.952 s
76.239 MW
60.00
35.00
10.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HEMB_PAUT_U6: Total Active Power in MW
G_HEMB_PAUT_U6: Total Active Power in MW
200.00
150.00
100.00
45.102 s
18.184 Mvar
50.00
0.500 s
16.807 Mvar
0.00
41.272 s
16.606 Mvar
-50.00
-0.1000
39.918
G_HEMB_PAUT_U6: Total Reactive Power in Mvar
G_HEMB_PAUT_U6: Total Reactive Power in Mvar
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_Moli_Zhor_2_1-Graf3
Date:
Annex: 2 /3
Figura A2.3 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Molino - Zhoray 2_1 para
Demanda Media (Gráfica 3)
DIgSILENT
166
1.30
17.162 s
1.049 p.u.
0.500 s
1.052 p.u.
1.10
79.622 s
1.031 p.u.
0.90
0.70
0.50
0.30
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
[s]
199.99
Quevedo_230\B1: Voltage, Magnitude in p.u.
Quevedo_230\B1: Voltage, Magnitude in p.u.
60.14
60.10
60.06
0.500 s
60.000 Hz
94.652 s
60.008 Hz
60.02
146.372 s
59.998 Hz
59.98
59.94
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
Quevedo_230\B1: Electrical Frequency in Hz
Quevedo_230\B1: Electrical Frequency in Hz
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_Quev_Sto_Do_2_1-Graf1
Date:
MARLON ULLAURI
Annex: 2 /7
DIgSILENT
Figura A2.4 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Quevedo - Santo
Domingo 2_1 para Demanda Media (Gráfica 1)
4.00E-12
3.00E-12
2.00E-12
87.522 s
0.000 deg
1.00E-12
4.04E-28
-1.00E-1..
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
30.00
20.00
10.00
0.500 s
-6.154 deg
137.722 s
-0.874 deg
0.00
-10.00
136.012 s
-6.344 deg
-20.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
G_TMCI_QUEV_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
G_TMCI_QUEV_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_Quev_Sto_Do_2_1-Graf2
Date:
Annex: 2 /8
Figura A2.5 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Quevedo - Santo
Domingo 2_1 para Demanda Media (Gráfica 2)
DIgSILENT
167
112.50
100.00
87.50
0.500 s
80.000 MW
74.752 s
80.101 MW
75.00
62.50
50.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
G_TMCI_QUEV_U1: Active Power in MW
G_TMCI_QUEV_U1: Active Power in MW
300.00
200.00
0.500 s
11.000 Mvar
100.00
8.512 s
14.444 Mvar
0.00
6.492 s
10.230 Mvar
-100.00
-200.00
-0.1000
39.918
G_TMCI_QUEV_U1: Reactive Power in Mvar
G_TMCI_QUEV_U1: Reactive Power in Mvar
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_Quev_Sto_Do_2_1-Graf3
Date:
MARLON ULLAURI
Annex: 2 /9
1.125
DIgSILENT
Figura A2.6 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Quevedo - Santo
Domingo 2_1 para Demanda Media (Gráfica 3)
46.182 s
1.057 p.u.
1.000
0.500 s
1.064 p.u.
8.982 s
1.055 p.u.
0.875
0.750
0.625
0.500
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
159.97
[s]
199.99
B_San_Francisco_230: Voltage, Magnitude in p.u.
B_San_Francisco_230: Voltage, Magnitude in p.u.
60.40
60.30
60.20
60.10
68.142 s
60.000 Hz
60.00
0.500 s
60.000 Hz
59.90
-0.1000
101.482 s
59.997 Hz
39.918
79.937
119.96
B_San_Francisco_230: Electrical Frequency in Hz
B_San_Francisco_230: Electrical Frequency in Hz
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_StaRosa_Poma_2_1-Graf1
Date:
Annex: 2 /10
Figura A2.7 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Pomasqui
2_1 para Demanda Media (Gráfica 1)
DIgSILENT
168
4.00E-12
3.00E-12
2.00E-12
1.00E-12
83.662 s
0.000 deg
4.04E-28
-1.00E-1..
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
[s]
199.99
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Miel 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
30.00
20.00
10.00
0.500 s
-1.812 deg
52.692 s
-0.740 deg
0.00
149.412 s
-2.147 deg
-10.00
-20.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
G_HPAS_SFRA_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
G_HPAS_SFRA_U1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
CC_L_StaRosa_Poma_2_1-Graf2
Date:
MARLON ULLAURI
Annex: 2 /11
DIgSILENT
Figura A2.8 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Pomasqui
2_1 para Demanda Media (Gráfica 2)
150.00
130.00
0.500 s
110.000 MW
93.842 s
110.040 MW
110.00
90.00
70.00
50.00
-0.1000
39.918
79.937
119.96
159.97
[s]
199.99
119.96
159.97
[s]
199.99
G_HPAS_SFRA_U1: Active Power in MW
G_HPAS_SFRA_U1: Active Power in MW
160.00
120.00
80.00
40.00
0.500 s
2.779 Mvar
93.682 s
3.574 Mvar
0.00
-40.00
-0.1000
39.918
79.937
G_HPAS_SFRA_U1: Reactive Power in Mvar
G_HPAS_SFRA_U1: Reactive Power in Mvar
PRUEBAS SISTEMAS DE CONTROL S.N.I. EN CONJUNTO CON COLOMBIA COMPLETO
DEMANDA MEDIA
MARLON ULLAURI
CC_L_StaRosa_Poma_2_1-Graf3
Date:
Annex: 2 /12
Figura A2.9 Respuesta Prueba de Cortocircuito Trifásico Línea Santa Rosa - Pomasqui
2_1 para Demanda Media (Gráfica 3)