Métodos para mejorar la estabilidad

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR
DE COATZACOALCOS
INGENIERÍA ELÉCTRICA.
TEMA 3
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
MÉTODOS PARA MEJORAR LA
ESTABILIDAD
INVESTIGACIÓN
SORIANO GONZALEZ RICARDO ALONSO
DOCENTE
I.E. CALIXTO TORRES MARTÍN
COATZACOALCOS, VER. A 31 DE MARZO DEL 2022
1
INDICE
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………..3
COMPETENCIA………………………………………………………………………..…..3
MÉTODOS DE MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA…………..................4
DESPEJE DE LA FALLA A ALTA VELOCIDAD …………………………………….5
REDUCCIÓN DE LA REACTANCIA DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN …….6
COMPENSACIÓN EN PARALELO REGULADA ……………………………………….6
APLICACIÓN DINÁMICA DE CARGA RESISTIVA …………………………………7
REACTORES EN PARALELO ……………………………………………………………8
INTERRUPTORES DE POTENCIA MONOPOLARES …………………………………8
TURBOGENERADORES CON VÁLVULAS DE CONTROL RÁPIDAS ……………...9
DISPARO DE GENERADORES …………………………………………………………10
AISLAMIENTO Y DESLASTRE CONTROLADO DE CARGA ……………………..11
SISTEMAS DE EXCITACIÓN DE ALTA VELOCIDAD ……………………………..11
CONTROL DE EXCITACIÓN DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ………………….13
MEJORA DE LA ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL ………………………….14
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INTRODUCCIÓN
La estabilidad en los sistemas de potencia hace referencia a la condición en la cual, las
diversas máquinas síncronas que conforman el sistema, permanecen operando sin que estas
pierdan el sincronismo, esto, analizado a partir de qu e las posiciones angulares de los rotores
de las máquinas relativas entre si permanezcan constantes cuando no hay perturbaciones o se
vuelven constantes luego de que se presentan perturbaciones transitorias en el sistema. Es de
especial interés estudiar el comportamiento de una máquina síncrona conectada a un gran
sistema de potencia representado por una barra infinita; así como sistemas de varias
máquinas, denominado sistemas multimáquina
COMPETENCIA
Conocer el problema de estabilidad transitoria y usar un programa de computadora digital,
para determinar las condiciones para las que un sistema es estable.
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METODOS DE MEJORA DE LA ESTABILIDAD
TRANSITORIA
No existe un solo método de mejora de la estabilidad transitoria en los sistemas de potencia.
La mejor forma de lograr este objetivo es por medio de la combinación de varios métodos
cuidadosamente elegidos de acuerdo a las características del sistema de potencia bajo
estudio. Al aplicar estos métodos para resolver problemas específicos de estabilidad, es muy
importante tomar en consideración el comportamiento global del sistema de potencia. Las
soluciones que se apliquen para resolver una categoría de problema de estabilidad no
deberían afectar a otras categsistema
MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA (KUNDUR, P., 1994)
OBJETIVOS:
Los métodos de mejora de la estabilidad transitoria procuran lograr uno o más de los efectos
siguientes:
1. Reducción de la influencia del disturbio por medio de la minimización de la severidad de
la falla y su duración.
2. Restauración de las fuerzas sincronizantes.
3. Reducción o incremento del par acelerante por medio del control de la máquina motriz.
4. Reducción del par acelerante por medio de la aplicación de carga artificial.
MÉTODOS APLICABLES PARA MEJORAR LA ESTABILIDAD TRANSITORIA
(KUNDUR, P., 1994)
Los siguientes métodos se suelen utilizar en los sistemas eléctricos de potencia con la
finalidad de lograr la estabilidad transitoria durante una falla o disturbio de dicho sistema:
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1. Despeje de la falla a alta velocidad
2. Reducción de la reactancia de los sistemas de transmisión
3. Compensación en paralelo regulada
4. Aplicación dinámica de carga resistiva
5. Reactores en paralelo
6. Interruptores de potencia monopolares
7. Turbogeneradores con válvulas de control rápidas
8. Disparo de generadores
9. Aislamiento y deslastre controlado de carga
10. Sistemas de excitación de alta velocidad
11. Control de excitación de estabilidad transitoria
12. Mejora de la estabilidad de pequeña señal
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DESPEJE DE LA FALLA A ALTA VELOCIDAD (KUNDUR,
P., 1994)
La cantidad de energía cinética absorbida por el generador durante una falla es directamente
proporcional a la duración de la falla. Mientras más rápidamente una falla pueda ser
despejada, menos disturbios causarán dicha falla. Interruptores de potencia a dos ciclos,
conjuntamente con relés de alta velocidad son utilizados ampliamente en la actualidad en
lugares donde la velocidad del despeje de la falla es crucial. La siguiente Figura muestra una
falla plena de aterrizaje de una red de transmisión y el tiempo de respuesta de la protección
y el interruptor, donde se advierte que, aplicando el criterio de igualdad de áreas, se logra la
estabilidad transitoria.
En cambio, la Figura posterior muestra como el retardo de acción de los dispositivos de
protección y el accionamiento del interruptor de potencia afecta la estabilidad transitoria. De
acuerdo con el criterio de igualdad de áreas, de lograrse la estabilidad de estado
permanente, esta ocurrirá a partir de la fase de estabilidad dinámica.
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REDUCCIÓN DE LA REACTANCIA DE LOS SISTEMAS
DE TRANSMISIÓN (KUNDUR, P., 1994)
La reactancia inductiva en serie de las redes de transmisión es un factor determinante en los
límites de estabilidad. La reducción de la reactancia de varios elementos de la red de
transmisión mejora la estabilidad transitoria por medio del incremento de la transferencia de
potencia posterior a la falla, cuando esta se trata de pérdida de generación.
Evidentemente, la vía más expedita para lograr esto es por medio de la reducción de la
reactancia de los circuitos de transmisión, la cual está determinada por la tensión de régimen,
las configuraciones de las líneas y los circuitos y la cantidad de circuitos paralelos. Otros
medios empleados para reducir las reactancias en las redes son:
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Por medio del uso de transformadores con bajos valores reactancias de fuga. Las
reactancias de fuga están asociadas a los flujos magnéticos de los transformadores
que traspasan el aislamiento de las bobinas y del aceite dieléctrico y que se denominan
flujos de fuga. Las reactancias asociadas a estos flujos de fuga, se les denomina
reactancias de fuga.
Por medio de la inserción de compensación a partir de condensadores en serie en las
redes de transmisión. Estos condensadores instalados en serie en las redes de
transmisión contrarrestan la reactancia inductiva de dichas redes.
Una modalidad de uso de los condensadores compensadores en serie es aquella en la que
dichos condensadores, ante la detección de una oscilación de potencia, son conectados a la
red y desconectados un tiempo aproximado de 0.5 segundos. Este tipo de dispositivos suelen
ser instalados en subestaciones eléctricas donde pueden responder a fallos en diversas líneas
de transmisión.
COMPENSACIÓN EN PARALELO REGULADA (KUNDUR,
P., 1994)
La compensación en paralelo que posea la capacidad de preservar las tensiones en valores
preestablecidos en los sistemas de transmisión, puede mejorar la estabilidad del sistema por
medio del incremento del flujo de potencia sincronizante entre generadores interconectados.
Compensadores síncronos (SC – synchronous compensators) y compensadores estáticos de
reactivos (SVC – static var compensatorsconjunto de compensadores estáticos de reactivo
Conjunto de compensadores estáticos de reactivos
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APLICACIÓN DINÁMICA DE CARGA RESISTIVA
(KUNDUR, P., 1994)
La aplicación dinámica de carga resistiva se fundamenta en el concepto de la aplicación de
una carga eléctrica artificial durante un disturbio transitorio, con el objetivo de incrementar
la salida de potencia eléctrica de los generadores, reduciendo por vía de consecuencias la
aceleración del rotor.
Un método de aplicación dinámica de carga resistiva involucra el uso de bancos de
resistencias en paralelo, las cuales, al detectarse un fenómeno de oscilación de potencia, son
conectadas por un tiempo aproximado de 0.5 segundos, con el objetivo de reducir la potencia
acelerante de generadores cercanos a la falla, y a la vez remover la energía cinética absorbida
durante dicho fallo.
Esta tecnología tradicionalmente ha sido utilizada en generadores hidráulicos, dado que en
generadores térmicos existe una tendencia al fallo por fatiga de dichas máquinas. En cambio,
la robustez de los generadores hidráulicos les permite adoptar esta solución estabilizadora.
Otra forma de lograr estabilidad, para el caso de fallas desbalanceadas, es por medio de la
instalación de una resistencia de puesta a tierra conectada al neutro de la conexión estrella de
los transformadores de potencia, en el lado de alta tensión. Bajo condiciones de carga
balanceada, no circula corriente a través de la resistencia de puesta a tierra del neutro. Cuando
ocurre una falla de línea a tierra o de doble línea a tierra, la corriente de falla fluye a través
de la conexión del neutro haciendo que las pérdidas resistivas actúen como un freno
dinámico.
La siguiente figura muestra un banco de resistencias típico para conexión a tierra del neutro
del lado de alta tensión de los transformadores de potencia.
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REACTORES EN PARALELO (KUNDUR, P., 1994)
Reactores paralelos (shunt reactors, en inglés), instalados próximos a generadores proveen
medios simples y convenientes para mejora de la estabilidad transitoria. Los reactores
permanecen normalmente conectados a la red. La carga reactiva resultante incrementa la
tensión interna del generador, lo cual se traduce en beneficios para la estabilidad. La
desconexión inmediata de los reactores en paralelo cuando ocurre una falla, incrementa aún
más la estabilidad. Un reactor paralelo de 230 kV, 250 MVAr, marca Siemens es mostrado
en la siguiente figura.
INTERRUPTORES DE POTENCIA MONO-POLARES
(KUNDUR, P., 1994)
Este tipo de interruptores de potencia posee mecanismos que les permite operar de manera
independiente a los tres polos del sistema trifásico del interruptor. Pero, al margen de que los
polos operen de manera independiente, el esquema de protección actuará para disparar los
tres polos simultáneamente. Del mismo modo, para fallas de línea a tierra, el esquema de
protección es diseñado para que actúe solo sobre la fase afectada, preservando cerradas las
fases que no están en falla, seguidos por un recierre en un período de 0.5 a 1.5 segundos. Si
una falla trifásica ocurriese, la protección eléctrica actuaría para disparar simultáneamente
los tres polos del interruptor.
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TURBOGENERADORES CON VÁLVULAS DE CONTROL
RÁPIDAS (KUNDUR, P., 1994)
La rápida respuesta de las válvulas de control de los turbogeneradores térmicos es una técnica
aplicada para contribuir con la estabilidad transitoria del sistema de potencia. Esta operación
involucra la apertura y cierre rápido de las válvulas de control de vapor de una forma
preestablecida, para reducir la potencia de aceleración del generador, seguido de la detección
de una falla severa en el sistema de transmisión.
Turbogenerador de tres etapas, con cuatro válvulas de accionamiento rápido:
La operación rápida de las válvulas de control de los turbogeneradores a vapor actúa para
reducir la potencia mecánica de la turbina de vapor, contribuyendo con esto a la estabilidad
transitoria, ante una falla de pérdida de carga, en el sistema de potencia. Los gráficos
muestran la influencia de la operación rápida de válvulas de control en la estabilidad de
sistemas de potencia. En el grafico (a) se muestran las variaciones de las potencias mecánicas
y eléctricas; y en el grafico (b) las variaciones de la tensión de excitación.
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DISPARO DEL GENERADOR (KUNDUR, P., 1994)
El disparo o salida de servicio de unidades generadoras motivadas por contingencias severas
en el sistema de transmisión, ha sido usado por muchos años para mejorar la estabilidad del
sistema. El rechazo de generación en lugares apropiados del sistema reduce la transferencia
de potencia hacia las zonas críticas de transmisión. Dado que las unidades generadoras
pueden ser disparadas rápidamente, este es un medio efectivo para mejorar la estabilidad
transitoria del sistema.
Históricamente, la práctica de disparo de generadores, como una ayuda a la estabilidad fue
limitada en su uso a las centrales hidroeléctricas, basado esto fundamentalmente en que estas
centrales suelen estar localizadas en lugares alejados de los centros de carga, en adición a
que existe poco riesgo de daños por disparos repentinos de dichas unidades.
No obstante, desde la década de los años 70’s esta práctica ha sido gradualmente extendida
a centrales termoeléctricas clásicas y centrales nucleares, como una forma de solución a
problemas severos de estabilidad. A menos que se provean medios especiales, las unidades
disparadas tienen que pasar por el ciclo o proceso normal de parada y arranque; como
consecuencia de esto la potencia máxima no estará disponible hasta varias horas después que
la unidad ha sido sincronizada nuevamente. Una práctica utilizada por muchas empresas
generadoras consiste en diseñar unidades termoeléctricas que, al desconectarse del sistema
eléctrico, continúan su operación, supliendo energía a los auxiliares de la central. Esto les
permite ser re-sincronizadas al sistema y restablecer su plena carga en períodos de tiempo
menores, de alrededor de 15 a 30 minutos. No obstante, es importante señalar que el disparo
de una unidad térmica, que la somete a cambios repentinos de carga mecánica y eléctrica,
impacta al generador, a la máquina motriz y al sistema eléctrico como tal.
Este régimen de operación obliga a un incremento en el mantenimiento de la unidad,
reduciendo por tanto su disponibilidad. Por todo esto, esta medida de control de
estabilización, con el objetivo de lograr la estabilidad en el sistema de potencia, no debe ser
utilizada de manera indiscriminada.
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AISLAMIENTO Y DESLASTRE CONTROLADO DE
CARGA (KUNDUR, P., 1994)
El procedimiento de aislamiento o separación controlado de una porción del sistema eléctrico
interconectado, se utiliza para evitar la propagación de un disturbio de una parte del sistema
con respecto al resto del sistema. El disturbio podría iniciarse con la pérdida de una línea de
transmisión mayor, portadora de una gran cantidad de potencia, o también, por la pérdida de
una cantidad significativa de generación. La inestabilidad en tales casos se caracteriza por
cambios repentinos en la potencia que fluye entre redes interconectadas. Si este fenómeno es
detectado a tiempo, y la información es utilizada para iniciar acciones correctivas, daños
severos al sistema pueden ser evitados. La inestabilidad inminente del sistema es detectada
por medio del monitoreo de una o más de las cantidades del sistema siguientes:
Cambio brusco en el flujo de potencia a través de un circuito de transmisión específico.
Cambio en el ángulo de tensión de la barra.
Cambios en la potencia.
Accionamiento de los contactos auxiliares de los interruptores de potencia.
Una vez que se detecta la inestabilidad inminente, el proceso de aislamiento controlado de
las interconexiones se inicia, por medio de la apertura de las líneas de interconexión
apropiadas, antes de que los disparos a cascada ocurran. En algunas ocasiones se hará
necesario deslastrar ciertas cargas, con el objetivo de balancear generación y demanda en el
sistema aislado. En otras circunstancias, dependiendo de la magnitud del disturbio, bastará
con el deslastre de carga de circuitos de distribución primaria, como ocurre en el sistema
eléctrico nacional interconectado de la República Dominicana.
SISTEMA DE EXCITACIÓN DE ALTA VELOCIDAD
(KUNDUR, P., 1994)
Mejoras significativas en la estabilidad transitoria pueden ser logradas por medio de un
rápido incremento temporal de la excitación del generador. El incremento de la tensión de
campo del generador durante un disturbio transitorio tiene el efecto de incrementar la tensión
interna de la máquina, con lo que se logra un incremento de la potencia de sincronización.
Durante un disturbio transitorio provocado por una falla en el sistema de transmisión y su
consecuente despeje de la falla por medio del aislamiento del elemento que ha fallado, la
tensión en los terminales del generador es baja.
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El regulador automático de tensión (AVR) responde a esta condición incrementando la
tensión de excitación del campo del generador, teniendo esta acción un efecto positivo en la
estabilidad transitoria. Controles de excitación suplementarios, comúnmente conocidos como
estabilizadores de sistemas de potencia (power system stabilizer, PSS), proveen medios
adecuados para amortiguar las oscilaciones del sistema que permitan una alta respuesta al
sistema de excitación utilizado. El uso de sistemas de excitación de respuesta-inicial-alta,
equipados con estabilizadores de sistemas de potencia es, en mucho, el método más efectivo
y económico de mejora de la estabilidad global del sistema.
La Figura representa un diagrama en bloques general de un excitador de tiristores, con
regulador automático de tensión, un estabilizador de sistema de potencia y un limitador de
tensión en los terminales de la máquina.
La función del limitador de tensión es evitar que la tensión en los terminales exceda su valor
de ajuste, típicamente de 1.15 pu. La efectividad del sistema de excitación para mejorar la
estabilidad general del sistema dependerá de un correcto diseño de los controles, así como de
una calibración precisa. La Figura siguiente muestra el efecto positivo que tiene el sistema
de excitación con tiristores y estabilizador del sistema de potencia (PSS) sobre el ángulo del
rotor, con respecto al comportamiento a la respuesta de un sistema de excitación con solo
diodos rectificadores.
La siguiente figura muestra el efecto que presenta el sistema de excitación con tiristores y
estabilizador del sistema de potencia (PSS) sobre potencia de salida de la máquina, con
respecto al comportamiento a la respuesta de un sistema de excitación con solo diodos
rectificadores.
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CONTROL DE EXCITACIÓN DE ESTABILIDAD
TRANSITORIA (KUNDUR, P., 1994)
El control de excitación de estabilidad transitoria, o TSEC, por sus siglas en inglés, “transient
stability excitation control”, es un concepto desarrollado por Ontario Hydro para mejorar la
estabilidad transitoria por medio del control de la excitación del generador. Este control de
la excitación de la máquina provoca que la tensión en los terminales del generador se
mantengan próximos al valor máximo permisible de 1.12 a 1.15 pu, durante todo el período
de oscilación positiva del ángulo del rotor, que se corresponde con la fase de aceleración de
la máquina. La Figura muestra el comportamiento del ángulo del rotor en dos escenarios
diferentes, con y sin el uso de control de excitación de estabilidad transitoria (TSEC).
La Figura muestra el comportamiento de la tensión en los terminales de la máquina en dos
escenarios diferentes, con y sin el uso de control de excitación de estabilidad transitoria
(TSEC).
Finalmente, la Figura siguiente muestra el nivel de efectividad de los métodos de mejora de
la estabilidad transitoria cuando se utilizan válvulas de control rápidas en las turbinas de
vapor y cuando se emplea control de excitación de estabilidad transitoria. Como se puede
apreciar, el comportamiento de ambos métodos es muy similar.
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MEJORA DE LA ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL
(KUNDUR, P., 1994)
Los problemas de estabilidad en pequeña señal están asociados con la falta de suficiente
amortiguación de las oscilaciones del sistema. Por tanto, el uso de estabilizadores de sistemas
de potencia para controlar el sistema de excitación del generador es el método más efectivo,
desde el punto de vista de costo-eficiencia, para mejorar la estabilidad de pequeña señal en
los sistemas eléctricos de potencia. Los controles utilizados para mejorar la estabilidad de
pequeña señal deben funcionar satisfactoriamente bajo condiciones de disturbios transitorios
severos. Por tanto, a pesar de que los controles son diseñados utilizando técnicas lineales, su
comportamiento general es juzgado considerando su respuesta, tanto para pequeñas como
para grandes señales.
CONCLUSIÓN
En conclusión, podemos afirmar que son importantes estos tipos de mejora ya que estaremos
aproximado a una estabilidad idónea para que todo el sistema alcance el sincronismo deseado
con la finalidad de tener una mayor eficiencia de trabajo y además de poder corregir fallas
en las líneas utilizando estos métodos.
BIBLIOGRAFÍA
Kundur, P., Balu, N.J., Lauby, M.G. (Ed.). (1994). Power system stability and control. Palo
Alto, California: Mc Graw-Hill, Inc.
Machowsky, J., Bialek, J.W., Bumby, J.R. (Ed.). (2012). Power system dynamics-stability
and control. United Kingdom: John Wiley & Sons, LTD.
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