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El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de 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 marvin.ullauri@gmail.com DIRECTOR: Dr. HUGO NEPTALÍ ARCOS MARTÍNEZ harcosar@gmail.com CODIRECTOR: Dr. JAIME CRISTÓBAL CEPEDA CAMPAÑA jcepeda@cenace.org.ec 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 ܮଶ ʹߠ (2.4) ݈ ൌ ܮ ܮଶ 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 ܮଶ ʹ ൬ߠ ൰ ͵ ݈ ൌ ܮ ܮଶ 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 ܮଶ 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 െ ܮଶ ቀʹߠ ቁ ͵ ݈ ൌ ݈ ൌ െܮ ܮଶ ൬ʹߠ െ ݈ ൌ ݈ (2.7) De igual manera se obtiene expresiones para las otras fases: ݈ ൌ ݈ ൌ െܮ െ ܮଶ ሺʹߠ െ ߨሻ ߨ ݈ ൌ ݈ ൌ െܮ െ ܮଶ 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: ݈ௗ ൌ ܮௗ ߠ ݈ ݈ௗ ൌ ܮௗ 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 ܮଶ ʹߠሿ ݅ ቂܮ ܮଶ ቀʹߠ ቁቃ ͵ ߨ ݅ ቂܮ ܮଶ ቀʹߠ െ ቁቃ ݅ௗ ܮௗ ߠ ݅ௗ ܮௗ ߠ ͵ (2.10) െ ݅ ܮ ߠ De la misma manera se tiene para las fases b y c: ߨ ʹߨ ߰ ൌ ݅ ቂܮ ܮଶ ቀʹߠ ቁቃ െ ݅ ܮ ܮଶ ʹ ൬ߠ െ ൰൨ ͵ ͵ ݅ ሾܮ ܮଶ ሺʹߠ െ ߨሻሿ ʹߨ ʹߨ ൰ ݅ௗ ܮௗ ൬ߠ െ ൰ ͵ ͵ ʹߨ െ ݅ ܮ ൬ߠ െ ൰ ͵ ݅ௗ ܮௗ ൬ߠ െ ߨ ߰ ൌ ݅ ቂܮ ܮଶ ቀʹߠ െ ቁቃ ݅ ሾܮ ܮଶ ሺʹߠ െ ߨሻሿ ͵ ʹߨ െ ݅ ܮ ܮଶ ʹ ൬ߠ ൰൨ ͵ ʹߨ ʹߨ ݅ௗ ܮௗ ൬ߠ ൰ ݅ௗ ܮௗ 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: ߰ௗ ൌ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ െ ܮௗ ݅ ߠ ݅ ൬ߠ െ ߰ௗ ൌ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ െ ܮௗ ݅ 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 ۑ݅ 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 ܮଶ ൰ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ ʹ ͵ ߰ ൌ െ ൬ܮ ܮ െ ܮଶ ൰ ݅ ܮ ݅ ʹ ߰ ൌ െሺܮ െ ʹܮ ሻ݅ (2.24) (2.25) (2.26) 14 Definiendo las nuevas inductancias: ͵ ܮௗ ൌ ܮ ܮ ܮଶ ʹ ͵ ܮ ൌ ܮ ܮ െ ܮଶ ʹ ܮ ൌ ܮ െ ʹܮ (2.27) (2.28) (2.29) Las ecuaciones de las concatenaciones de flujo se convierten en: ߰ௗ ൌ െܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ ߰ ൌ െ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: ͵ ߰ௗ ൌ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ െ ܮௗ ݅ௗ ʹ ͵ ߰ௗ ൌ ܮௗ ݅ௗ ܮௗ ݅ௗ െ ܮௗ ݅ௗ 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: ݁ௗ ൌ ߰ௗ െ ߰ ߠെ ܴ ݅ௗ ݁ ൌ ߰ ߰ௗ ߠെ ܴ ݅ (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 ߠen las ecuaciones anteriores, representa la velocidad angular ߱ del rotor. Para un sistema de 60 Hz bajo condiciones de estado estable ߠൌ ߱ ൌ ߱௦ ൌ ʹߨ כͲ ൌ ͵݀ܽ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 ʹ݅ଶ ൯ܴ ൧ ʹ ܲ௧ ൌ ሺܶܽ݃ݎ݈݁݊݁ܽ݁݀݊×݅ܿܽ݅ݎܽݒ݁݀ܽݏÀܽ݉ܽ݃݊± ܽݎݑ݀ܽ݉ݎܽ݁݀ܽܿ݅ݐሻ ሺܲݒܽݎݐܽܽ݀݅ݎ݂݁ݏ݊ܽݎݐܽ݅ܿ݊݁ݐ±ݎݎ݄݁݅݁ݎݐ݈݊݁݁݀ݏሻ (2.40) െ ሺܲ±ܽݎݑ݀ܽ݉ݎܽ݁݀ܽ݅ܿ݊݁ݐݏ݅ݏ݁ݎ݈ܾܽܽ݀݅݁݀ݏܽ݀݅݀ݎሻ 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 ௗ௦௦ ܻሺݏሻ ܾ ݏ ܾଵ ݏିଵ ڮ ܾିଵ ݏ ܾ ൌ ܽ݅ܿ݊݁ݎ݂݁ݏ݊ܽݎܶ݁݀݊×݅ܿ݊ݑܨൌ ܽ ݏ ܽଵ ݏିଵ 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 ݁ܽݎܽሺݐሻ Ͳ ݁ܽݎܽሺݐሻ ൏ 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: ܲ ݉݅ݔ݉ݏܽ݁ݎܾݏ݆݁݀݁ܽݐ݊݁ܿݎൌ · ܿ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 ܫோ , y una ganancia ܭோ . 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 ൌ ͲǤǡ 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 ࢜ήࢋ ࢜ήࢉ࢙ࢋ 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 ࢜ήࢋ ࢜ήࢉ࢙ࢋ 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՜ ܽ݊ݎݐ݁ݎ൝݉ܽݔ 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 ݎ݁ܿ݁ݑݍݎݕܽ݉ܶ݁ݑݍ݁ݎ݉݁݅ݏ ܶ 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. 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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)