[Modulo i] Digsilent Unmsm Fiee Rev01

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRONICA Y ELECTRICA CENTROS DE EXTENSION UNIVERSITARIA Y PROYECCION SOCIAL

SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA CON DIgSILENT POWER FACTORY CONTENIDO:

     

CREACION DE PROYECTOS ADMINISTRACION Y CREACION DE SISTEMAS ELECTRICOS ADMINISTRACION DE BASE DE DATOS FLUJO DE POTENCIA CORTOCIRCUITO SEGÚN NORMAS IEC Y ANSI FALLAS Y EVENTOS CON SIMULACIONES DINAMICAS

Ing. Rubén Americo Pahuacho Franco Diciembre del 2014

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS CEUPS - FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA Y ELÉCTRICA SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA CON DIgSILENT POWER FACTORY

Modulo I

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CONTENIDO 1

INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 6

2

DISEÑO DE UN NUEVO PROYECTO ................................................................... 7

2.1

Creación de un proyecto .................................................................................................................. 7

2.2

Partes importantes de un proyecto .................................................................................................. 9

3

MODELAMIENTO DE LA RED ELÉCTRICA ....................................................... 11

3.1

Subestaciones eléctricas ............................................................................................................... 11

3.2

3.1.1

Subestación Eléctrica 500/220KV ............................................................................................ 11

3.1.2

Línea de transmisión doble terna (Tipo Pi) .............................................................................. 12

3.1.3

Línea de transmisión doble terna (Tipo torre con acoplamiento magnético) ............................ 13

3.1.4

Línea de transmisión simple terna (Tipo torre) ......................................................................... 14

3.1.5

Central Térmica........................................................................................................................ 15

3.1.6

Central Hidroeléctrica ............................................................................................................... 16

3.1.7

Carga importante Mina ............................................................................................................. 17

3.1.8

Subestación eléctrica de potencia Ciudad 220/60KV ............................................................... 18

3.1.9

Diagrama unifilar de transmisión .............................................................................................. 19

Construcción del sistema de distribución ....................................................................................... 20 3.2.1

Diagrama unifilar de distribución .............................................................................................. 21

4

FLUJO DE POTENCIA ......................................................................................... 22

4.1

Flujo de carga ................................................................................................................................ 22

4.2

Solución del flujo de carga ............................................................................................................. 22

4.3

4.2.1

Flujo de carga inicial ................................................................................................................ 23

4.2.1.1

Análisis de los resultados ..................................................................................................... 24

Control de subestación .................................................................................................................. 26 4.3.1

Central Térmica........................................................................................................................ 26

4.3.2

Central Hidroeléctrica ............................................................................................................... 28

4.4

Determinación de Tap´s automáticos ............................................................................................ 29

4.5

Definición de carga ........................................................................................................................ 31 4.5.1

Característica domiciliaria ........................................................................................................ 32

4.5.2

Característica carga Industria 1 ............................................................................................... 33

4.5.3

Característica carga Industrial 2 ............................................................................................... 34

4.5.4

Característica carga Mina ........................................................................................................ 35

4.5.5

Característica carga Usuario Libre ........................................................................................... 36

Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


Modulo I

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4.1

Creación de Caso de estudio ......................................................................................................... 38

4.2

Creación de Escenarios de Operación .......................................................................................... 38

4.3

Calculo del flujo de carga ............................................................................................................... 40

5

CORTOCIRCUITO ................................................................................................ 41

5.1

Cortocircuito según norma ANSI ................................................................................................... 41

5.2

5.3

5.1.1

Intervalo de primer ciclo (Momentánea) ................................................................................... 42

5.1.2

Red de interrupción (Apertura de contactos)............................................................................ 43

5.1.3

Red de 30 ciclos....................................................................................................................... 46

Cortocircuito método IEC ............................................................................................................... 48 5.2.1

Falla lejana al generador .......................................................................................................... 49

5.2.2

Falla cercana al generador....................................................................................................... 52

5.2.3

Influencia de los motores ......................................................................................................... 55

Cálculos de cortocircuito ................................................................................................................ 58 5.3.1

Cálculo utilizando la norma ANSI ............................................................................................. 58

5.3.2

Calculo utilizando la norma IEC ............................................................................................... 59

5.4

Cortocircuito en bornes del generador ........................................................................................... 61

6

EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO .......................................................... 63

6.1

Creación de una instalación con “Variación” ................................................................................. 63

6.2

Calculo de flujo de carga y cortocircuito incorporando la nueva instalación ................................. 64

7

SIMULACIONES DINAMICAS ............................................................................. 65

7.1

Simulaciones en el tiempo ............................................................................................................. 65

7.2

Eventos de fallas en el sistema eléctrico ....................................................................................... 66

7.3

7.2.1

Evento 1: Salida línea L-001 .................................................................................................... 66

7.2.2


7.2.3


7.2.4

Evento 4: Falla monofásica al 50% de la línea L-005 .............................................................. 69

7.2.5

Evento 5: Falla monofásica en L-007. ...................................................................................... 70

7.2.6

Evento 6: Falla trifásica en L-007, despeje de falla y apertura interruptor ............................... 71

Eventos de perdida de generación en el sistema eléctrico ........................................................... 72 7.3.1

Evento 7: Salida generador GE-03 .......................................................................................... 72

7.3.2

Evento 8: Salida generador GE-01 y GE-02 ............................................................................ 73



Modulo I

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7.4

Implementación de relés de mínima frecuencia 87U para rechazo de carga ............................... 74

7.5

Implementación de ajustes para rechazo de carga por mínima frecuencia .................................. 76

7.6

7.5.1

Evento 9: Falla monofásica, con re-cierre. ............................................................................... 76

7.5.2

Evento 10: Falla trifásica, con re-cierre exitoso y pérdida de generación ................................ 77

Puesta en marcha de un motor de media tensión ......................................................................... 78 7.6.1

Evento 11: Arranque de un motor con el sistema eléctrico ...................................................... 78

7.6.2

Evento 12: Arranque de un motor con sistema eléctrico aislado.............................................. 79

CUADROS

_

Cuadro Nº 1: Despacho inicial de los generadores ................................................................... 23 Cuadro Nº 2: Resultados de flujo de carga inicial ..................................................................... 25 Cuadro Nº 3: Parámetros del regulador automático bajo carga TAP´s ...................................... 29 Cuadro Nº 4: Parámetros para el perfil de cargas del sistema eléctrico. ................................... 37 Cuadro Nº 5: Parámetros red de primer ciclo y red de interrupción ........................................... 41 Cuadro Nº 6: Parámetros red .................................................................................................... 44 Cuadro Nº 7: Tiempos de separación de contactos .................................................................. 45 Cuadro Nº 8: Esfuerzos para el calculo..................................................................................... 46 Cuadro Nº 9: Factor de voltaje C, según norma IEC. ................................................................ 49 Cuadro Nº 10: Equipos para definir variables (Set. Sim) ........................................................... 65

GRÁFICOS

_

Gráfico Nº 1: Nuevo proyecto .....................................................................................................7 Gráfico Nº 2: Primera red para el sistema eléctrico. ....................................................................7 Gráfico Nº 3: Principales carpetas del proyecto ..........................................................................8 Gráfico Nº 4: Diagrama unifilar red de transmisión.................................................................... 19 Gráfico Nº 5: Diagrama unifilar red de distribución. ................................................................... 21 Gráfico Nº 6: Primer cálculo de flujo de carga. .......................................................................... 23 Gráfico Nº 7: Control de tensión en barras Central Térmica ...................................................... 26 Gráfico Nº 8: Parámetros de control de la Central Térmica ....................................................... 27 Gráfico Nº 9: Control de tensión de la Central Hidroeléctrica .................................................... 28 Gráfico Nº 10: Parámetros de control en barras Central Hidroeléctrica ..................................... 29 Gráfico Nº 11: Control de tensión en barra por tap´s automáticos............................................. 30 Gráfico Nº 12: Determinación de escala de tiempo de 24 Horas. .............................................. 31 Gráfico Nº 13: Perfil de carga domiciliaria. ................................................................................ 32 Gráfico Nº 14: Perfil de carga industrial 1 ................................................................................. 33 Gráfico Nº 15: Perfil de carga industrial 2 ................................................................................. 34 Gráfico Nº 16: Perfil de carga minera ........................................................................................ 35 Gráfico Nº 17: Perfil de carga usuario libre ............................................................................... 36 Gráfico Nº 18: Factor de multiplicación remoto FMr .................................................................. 44 Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


Modulo I

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Gráfico Nº 19: Ventana para el cálculo de cortocircuito según norma ANSI .............................. 47 Gráfico Nº 20: Ventana para el cálculo de cortocircuito según norma IEC ................................ 57 Gráfico Nº 21: Cortocircutio trifásico en barra de generador, no conectada a la red. ................ 61 Gráfico Nº 22: Cortocircutio trifásico en barra de generador, conectada a la red. ..................... 62 Gráfico Nº 23: Diagrama unifilar central Termina 02 ................................................................. 63 Gráfico Nº 24: Simulación dinámica evento 01 ......................................................................... 66 Gráfico Nº 25: Simulación dinámica evento 02 ......................................................................... 67 Gráfico Nº 26: Simulación dinámica evento 03 ......................................................................... 68 Gráfico Nº 27: Simulación dinámica evento 04 ......................................................................... 69 Gráfico Nº 28: Simulación dinámica evento 05 ......................................................................... 70 Gráfico Nº 29: Simulación dinámica evento 06 ......................................................................... 71 Gráfico Nº 30: Simulación dinámica evento 07 ......................................................................... 72 Gráfico Nº 31: Simulación dinámica evento 08 ......................................................................... 73 Gráfico Nº 32: Ubicación de los relé de frecuencia 87U ............................................................ 74 Gráfico Nº 33: Implementación de ajustes por frecuencia ......................................................... 75 Gráfico Nº 34: Respuesta en frecuencia del sistema, con implementación del esquema de rechazo de carga. ..................................................................................................................... 77 Gráfico Nº 35: Puesta en marcha de un motor, respuesta del sistema eléctrico. ...................... 78 Gráfico Nº 36: Puesta en marcha de un motor, respuesta del sistema eléctrico aislado. .......... 79



1

Modulo I

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INTRODUCCIÓN

DIgSILENT PowerFactory es un programa altamente flexible y versátil práctico y comprensible. Este material contiene ejemplos reales en la experiencia laboral en Ingeniería Eléctrica. El cual se desarrollara desde el primer día de clases. En este módulo construiremos un sistema eléctrico, además de efectuar y armas una base de datos que nos permita analizar distintos casos de operación del sistema. Los análisis a desarrollar en este módulo son los siguientes: A. Flujo de carga, considerando sus controles y limitaciones. B. Cortocircuito; considerando las normas internacionales IEC y ANSI C. Simulaciones dinámicas efectuadas en el sistema.  Fallas  Desconexiones  Perdida de generación  Puesta en marcha de motores



2

Modulo I

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DISEÑO DE UN NUEVO PROYECTO

En este curso se construirá un sistema eléctrico de potencia muy semejante al sistema eléctrico peruano, este ejemplo se utilizara a lo largo de todo el presente curso así como también en los siguientes módulos. Los componentes eléctricos de la red que construiremos como: Líneas de transmisión, generadores, transformadores, motores etc. serán creadas y guardadas en las librerías del proyecto.

2.1

Creación de un proyecto

Crear un proyecto nuevo. Archivo, nuevo, proyecto.

Administrador de datos, nuevo, proyecto

Gráfico Nº 1: Nuevo proyecto

Nombrar el proyecto “UNMSM MODULO I” Nombre de la red “SISTEMA DE TRANSMISION” Frecuencia: 60Hz (Caso peruano)

Gráfico Nº 2: Primera red para el sistema eléctrico.



Modulo I

Proyecto: UNMSM MODULO I

Gráfico Nº 3: Principales carpetas del proyecto


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2.2

Modulo I

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Partes importantes de un proyecto

UNMSM MODULO I: Proyecto en análisis.

Library: Librería del Proyecto donde se aloja la parte técnica da cada componente del Sistema eléctrico. Librería, en estas carpetas se alojan las especificaciones técnicas de los distintos componentes eléctricos como Generadores, Motores, Líneas de transmisión, Torres, Cables, Conductores, Relés, Fusibles, etc.

Network Data: Sección donde se aloja las redes que conforman el sistema eléctrico. Network Model. Sección donde se aloja las redes que conforman el sistema eléctrico, diagramas, variaciones del sistema eléctrico y escenarios de operación de un sistema eléctrico.

Study Case: Los casos de estudios nos facilitan el escenario y condiciones para el análisis de un sistema eléctrico; en elos se almacena información de la configuración de comando, variaciones y escenarios de operación. Study case, lugar donde se determinan los distintos escenarios para el análisis de flujo de potencia, cortocircuito, estabilidad, etc.



Modulo I

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Operation scenario: Los escenarios de operación se utilizan para almacenar los datos de operación, datos relacionados con la operación (funcionamiento) de un equipo eléctrico pero no del propio equipo.

Variations: En esta carpeta se almacena y emplean cambios a una red eléctrica y se puede activar o desactivar. Durante la planificación y la evaluación de un sistema eléctrico, es necesario analizar diferentes variaciones y alternativas de expansión de la red de base. Las Variaciones, se utilizan para activa o desactivas alternativas de expansión de una red eléctrica y para analizar con más facilidad su impacto en el sistema en análisis.



3

Modulo I

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MODELAMIENTO DE LA RED ELÉCTRICA

En este capítulo se construiremos una red eléctrica, en base a ejemplos y datos tomados en subestaciones eléctricas. El sistema eléctrico, estará compuesto de subestaciones en 500KV, 220KV, 60KV, 22.9KV y 10KV. Líneas de transmisión de gran longitud y cortas, centrales de generación térmica, hidroeléctrica, transformadores de potencia y distribución, motores de inducción, banco de capacitores, cargas industriales mineras y domiciliarias.

3.1

Subestaciones eléctricas

3.1.1     

Subestación Eléctrica 500/220KV Sistema de barra simple (Single Busbar System) Tensión de diseño 500KV Sistema de barra simple (Single Busbar system) Tensión de diseño 200KV Nodo interno o de unión (Junction/internal node) Tensión de diseño 101 Red externa2 Transformador de Potencia TR 750MVA

SISTEMA EXTERNO

Single Busbar/SE 500KV

0

TR 750MVA

En este ejemplo nos sirve para conectar el devanado de compensación del

potencia. 2

Linea de transmision L-002 45.00 km

1


Busbar Simple/SE 220KV

Red externa los datos serán modificados en clase.


transformador de


3.1.2 





Modulo I

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Línea de transmisión doble terna (Tipo Pi) Sistema de barra simple (Single Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE 220KV Sistema de doble barra (Doble Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Transmisión 220KV/B1 SE Transmisión 220KV/B2 Línea de transmisión (Line) Línea de transmisión L-001 Línea de transmisión L-002 (Para modelar estas líneas se usara “Type Line” modelo Pi)

0

TR 750MVA




Doble Bus/SE Transmision 220KV/B1


Linea de Transmision 009 1.00 km




Modulo I

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3.1.3 Línea de transmisión doble terna (Tipo torre con acoplamiento magnético) 









Sistema de doble barra (Doble Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Transmisión 220KV/B1 SE Transmisión 220KV/B2 Sistema de doble barra (Doble Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Ciudad 220KV/B1 SE Ciudad 220KV/B2 Línea de transmisión (Tipo Torre) Línea de transmisión L-004 Línea de transmisión L-005 Conductor eléctrico Conductor EHS 66mm². Para el cable de guarda. Conductor ACAR 524mm². Para los circuitos R-S-T. Torre de 220KV Tipo de geométrico de 220kV

External Grid

Double Busbar/SE Transmision 220KV/ B1

DoubleBus/SE Cuidad 220KV/ B1 DoubleBus/SE Cuidad 220KV/ B2


Linea de transmision L-005 20.00

Linea de transmision L-004 20.00

Double Busbar/SE Transmision 220KV/ B2


3.1.4 



 



Modulo I

Línea de transmisión simple terna (Tipo torre) Sistema de doble barra (Doble Busbar System) Tensión de diseño 220KV SE Ciudad 220KV/B1 SE Ciudad 220KV/B2 Sistema simple barra (Single Busbar System) Tension de diseño 220KV SE Mina 220KV Línea de transmisión (Tipo Torre) Línea de transmisión L-006 Conductor eléctrico Conductor EHS 66mm². Para el cable de guarda. Conductor ACAR 524mm². Para los circuitos R-S-T. Torre de 220KV Tipo de geométrico de 220kV

External Grid

Linea de Transmision L006 195.00

BusMina/SE Mina 220KV

DoubleBus/SE Cuidad 220KV/ B1 DoubleBus/SE Cuidad 220KV/ B2


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

  



Central Térmica Sistema de doble barra (Doble Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Transmisión 220KV/B1 SE Transmisión 220KV/B2 Sistema simple barra (Single Busbar System) Tensión de diseño 220KV SE Termica 220KV Línea de transmisión (Tipo Line) Línea de transmisión L-003 Transformador de Potencia TR TV01 350MVA Simple barra ( Busbar) Tensión de diseñ 18KV GE 01-18KV Generador síncrono GE 01 Resistencia a tierra (Internal Grounding Impedance)




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3.1.5

Modulo I

Doble Bus/SE T ransmision 220KV/B1



Doble Bus/SE T ransmision 220KV/B2

B1/SE T ermica 220KV

2-Winding..

TR-TV01

1BBT-220/BB-2

0

GE 1-18kV GE2-18KV

G ~ GE-01

CENTRAL TERMICA GRUPO 01 Inactiv e Out of Calculation De-energized

Relays, Current and Voltage Transformers Relay s only Current Franco Transf ormer Ing. Rubén Américo Pahuacho only Voltage Transf ormer only Current and Voltage Transf ormer

G ~ GE 02

DobleBus/SE Ciudad 220KV DobleBus/SE Ciudad 220KV


 



DIgSILENT 3 0

Capacitores


0

GE2-13.8kV

TR-03/ SIS. DISTRI BUCION TR-02/ SIS. DISTRI BUCION


0

GE3-13.8kV

G ~

G ~

GE-03

GE-04

HIDROELECTRICA 0 0

TR-CH02

SE Hidroelectrica/SE BB1

TR-CH01




0




Sistema de simple barra (Single Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Mina 220KV Sistema simple barra (Single Busbar System) Tensión de diseño 220KV SE Hidroeléctrica 220KV Línea de transmisión (Tipo Line) Línea de transmisión L-007 Transformador de Potencia TR-CH01 120MVA TR-CH02 120MVA Simple barra ( Busbar) Tensión de diseño 18KV GE2-13.8KV GE3-13.8KV MINA Generador síncrono BusMina/SE Mina 220KV GE 03 GE 04 Resistencia a tierra (Internal Grounding Impedance)

TR02-125MVA Mina



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Central Hidroeléctrica

TR01-125MVA Mina

3.1.6

Modulo I










  

Página 17 / 79

Carga importante Mina Sistema de simple barra (Single Busbar system) Tensión de diseño 200KV SE Mina 220KV Simple barra ( Busbar) Tensión de diseño 23KV SE Mina 23KV Transformador de Potencia TR01 Mina 125MVA TR02 Mina 125MVA Simple barra ( Busbar) Tensión de diseño 23KV SE Motores 4.16KV SE GE-6.6KV Generador Síncrono (Sinchronous Machine) GE1-Mina Motores de inducción (Asynchronous Machine) Motor Mina 01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 09, 10. Banco de capacitores Capacitores 23kV Capacitores Motores 4.16KV Capacitor Motores

Motor 02 Mina

~ M

15

GE1-Mina

Motor 01 Mina

Motor 03 Mina

~ M

Motor 04 Mina

~ M

Motor 05 Mina

~ M

~ M

~ G SE MOTORES 4.16KV

TR Motor Mina

TR GE Mina1

GE-6.6KV

0

0

M ~ Motor 06 Mina

M ~

M ~

Motor 07 Mina

M ~

Motor 08 Mina

M ~

Motor 09 Mina

Motor 10 Mina

Mina Carg a 2

MINA

Mina Carg a 3

Mina Carg a 4

0

TR02-125MVA Mina

Mina Carg a 1

TR01-125MVA Mina

SE MINA-23KV

3 0

Capacitores



06


DIgSILENT

3.1.7

Modulo I


3.1.8

Modulo I

Página 18 / 79

Subestación eléctrica de potencia Ciudad 220/60KV

Sistema de doble barra (Doble Busbar System) Tensión de diseño 220KV SE Ciudad 220KV/B1 SE Ciudad 220KV/B2  Simple barra ( Busbar) Tensión de diseño 60KV SE Uno 60KV SE Dos 60KV SE Tres 60KV  Transformador de Potencia TR-01 Sist. Distribución TR-02 Sist. Distribución GE2-18KVTR-03 Sist. Distribución  Nodo interno o de unión (Junction/internal node) Tensión de diseño 10KV G



2-Winding..




~

GE 02

DobleBus/SE Ciudad 220KV B1 DobleBus/SE Ciudad 220KV B2

0 0

0

TR-03/SIS. DISTRIBUCION TR-01/SIS. DISTRIBUCION

SE UNO 60KV


TR-02/SIS. DISTRIBUCION

SE DOS 60KV

SE TRES 60KV


Página 19 / 79

Diagrama unifilar de transmisión Capacitor Motores

SISTEMA EXTERNO

Motor 01 Mina

~ M

15

GE1-Mina

Motor 02 Mina

Motor 03 Mina

~ M

Motor 04 Mina

Motor 05 Mina

~ M

~ M

~ M


Single Busbar/SE 500KV

0

TR 750MVA

0

0

M ~

M ~

Motor 06 Mina

M ~

Motor 07 Mina

Motor 08 Mina

M ~

M ~

Motor 09 Mina

Motor 10 Mina

Mina Carga 2

MINA

Mina Carga 3

Mina Carga 4

TR02-125MVA Mina

Mina Carga 1

TR01-125MVA Mina

SE MINA-23KV

Linea de transm ision L-002 45.00 km



TR Motor Mina

TR GE M ina1

GE-6.6KV

0

3 0

Capacitores



B1/SE Termica 220KV






0



2-Winding..

TR-TV01

1BBT-220/BB-2

SE Hidroelectrica/SE BB1

GE 1-18kV

GE-01

G ~

0

GE3-13.8kV

DobleBus/SE Ciudad 220KV B1 DobleBus/SE Ciudad 220KV B2 G ~

G ~

GE-03

GE-04

HIDROELECTRICA 0 0

0


SE UNO 60KV


SE DOS 60KV

SE TRES 60KV

Gráfico Nº 4: Diagrama unifilar red de transmisión.


0

GE 02

GE2-13.8kV

CENTRAL TERMICA GRUPO 01

TR-CH02

G ~

TR-CH01

GE2-18KV

DIgSILENT

3.1.9

Modulo I


3.2

Modulo I

Página 20 / 79

Construcción del sistema de distribución El sistema eléctrico de distribución, se conectara en la subestación de la ciudad en 220KV, a través de tres (03) transformadores de potencia. El modelamiento de la red se realizara con datos tomados en campo, en la capeta adjunto a este archivo se encuentra los datos técnicos.



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Diagrama unifilar de distribución DIgSILENT

3.2.1

Modulo I

DobleBus/SE Ciudad 220KV B1 DobleBus/SE Ciudad 220KV B2

0

0 0



SE UNO 60KV

SE DOS 60KV SE TRES 60KV

0

UL-1BB-D-10KV

UL-2BB-D-10KV

Usuario Libre 01Usuario Libre 02

Usuario Libre 03

D-60KV-SE DISTRIBUCION

Usuario Libre 04

0

1

0

0

TR-Industrial 03

TR-Industrial 04

COM-B-22.9KV COM-A-10KV

SE-3BB-1-D-10KV INDUSTRIA-1-BB-D-22.9kV

TR-CargasDom iciliarias2

0

TR-CargasDom iciliarias1

0

TR ZZ-02

TR-Industria 2

SE INDUSTRIAL 60KV

TR ZZ-01

TR-Industria 1

0


TR U02

TR U01



USUARIO LIBRE

COM-D-22.9KV COM-C-10KV

SE-3BB-2-D-10KV

INDUSTRIA-2-BB-D-22.9kV Industria B02

Industria B04 Industria B03

Industria B01 1

1

Comercializacion 1 Industria A01

Cap 1

Industria A02

Cap 2

CARGA INDUSTRIAL EMPRESA A

Domicilios LV 1

Comercializacion 2 Domicilios LV 2

CARGAS DOMICILIARIAS

Gráfico Nº 5: Diagrama unifilar red de distribución.


CARGA INDUSTRIAL SECTOR B


4 4.1

Modulo I

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FLUJO DE POTENCIA

Flujo de carga

El análisis de flujo de carga es de gran importancia para evaluar el sistema eléctrico con respecto a su control, planificación y expansión. El flujo de carga define principalmente las potencias activa, reactiva y el vector de la tensión (modulo y ángulo) en barras de un sistema eléctrico. Empresas de energía eléctrica utilizan este software para estudios de flujo de potencia para evaluar la adecuación del sistema eléctrico complejo. Estos estudios nos brindan información importante para el diseño y operación de un sistema eléctrico que todavía no se construye o estudiar los efectos a ciertos cambios en un sistema eléctrico. Los estudios de flujo de potencia nos ayuda a evaluar un sistema y descubrí debilidades como tensión bajas en barra, sobrecargas en líneas o condiciones de carga excesivas

4.2

Solución del flujo de carga

Consideraciones iniciales. Barra de carga. Típico de una barra que no tiene generación de energía Pg y Qg son cero y la potencia activa P y reactiva Q son tomadas del sistema. Es frecuente llamar a este tipo de barra “Barra P-Q”, porque los datos conocidos son la potencia activa y la potencia reactiva y las dos variables desconocidas que serán calculadas son tensión V y ángulo. Barra de voltaje controlado. Es una barra en el cual se mantiene constante la magnitud de tensión, En barras donde hay un generador conectado se puede controlar la generación de M vatios por medio de la fuente de energía mecánica y la tensión puede ser controlada por la acción de la excitación del generador, por lo tanto en barras de generación se puede especificar la potencia activa P y la tensión V, y las variables desconocidas es la potencia reactiva Q necesaria para mantener la tensión en barra, en consecuencia no se puede definir el ángulo que es la variable a ser calculada. Barra de tensión controlada o Barra P. V. Barra de referencia. Es por conveniencia para solución del flujo de potencia de su sistema eléctrico de potencia. El ángulo en esta barra sirve como referencia para los ángulos de todos los demás voltajes en barra. En la práctica es muy común usar el Angulo igual a cero en barra de referencia.



4.2.1

Modulo I

Página 23 / 79

Flujo de carga inicial

En primer término analizaremos el flujo de carga del sistema eléctrico con las siguientes consideraciones:    

No se considerar los tap’s automáticos No se considerar el escalonamiento de carga No se considerar el control de tensión en subestaciones. No se considerar el control de potencia reactiva, etc.

Gráfico Nº 6: Primer cálculo de flujo de carga.

El sistema eléctrico en estudio tiene como información de despacho la siguiente información, las cuales serán el punto de partida para crear distintos escenarios de operación.

Generador GE GE-01 GE-03 GE-04

Active Power MW P 75 75

Reactive Power Mvar Q Q Q

Tensión V 1.00 1.00 1.00

Cuadro Nº 1: Despacho inicial de los generadores



Modulo I

Página 24 / 79

4.2.1.1 Análisis de los resultados Crear filtros para analizar los resultados en barras, líneas, transformadores, generadores, etc. Edición de objetos relevantes para el cálculo.

a.

Barras

Name

b.

Name

d. Name

Nom.L-L Volt. kV

Ul, Magnitude kV

u, Magnitude p.u.

U, Angle deg

Transformadores

Name

c.

Grid

Grid

u, Magnitude HV-Side in p.u.

u, Magnitude LV-Side in p.u.

Current Minimum Maximum Loading Tap-Position Tap-Position Tap-Position %

Líneas de transmisión Grid

Terminal i u, Magnitude Active Power Reactive Power Apparent Power Busbar Terminal i in p.u. Terminal i in MW Terminal i in Mvar Terminal i in MVA

Loading %

Generadores síncronos Grid

Terminal Busbar

Active Power MW

Reactive Power Mvar

Apparent Power MVA

e.

Generar un reporte del flujo de carga del sistema eléctrico.

f.

Imprimir el reporte para el caso.


u, Magnitude p.u.

Power Factor


Name 1BBD-10kV 1BBT-10kV 2BBD-10kV 2BBT-220/BB2 3BBD-10kV BB-1 BBT-2 GE-M01-6.6KV GE1-18kV GE2-13.8kV GE2-18KV GE3-13.8kV M01-4.16KV MINA 220KV MINA-BB-23KV SE DOS 60KV SE TRANSMISION CIUDAD-BB1 SE TRANSMISION CIUDAD-BB2 SE TRANSMISION-BB1 SE TRANSMISION-BB2 SE TRES 60KV SE UNO 60KV SUBESTACION 220KV-BBT-1 SUBESTACION 500KV

In Folder

Grid

Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision 1BBT-220 5BBT-220KV Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision 4BBT-220KV Transmision Transmision 3BBT-220KV 3BBT-220KV 2BBT-220KV 2BBT-220KV Transmision Transmision 1BBT-220kV Transmision

Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision Transmision

Modulo I

Nom.L-L Volt.Ul, Magnitudeu, Magnitude kV kV p.u. 10 9.962939 0.9962939 10 9.80744 0.980744 10 9.963415 0.9963415 110 10 9.958052 0.9958052 220 220.0755 1.000343 220 224.4 1.02 6.6 6.289407 0.9529405 18 19.02088 1.056716 13.8 14.05604 1.018553 110 13.8 14.19765 1.028815 4.16 3.828943 0.920419 220 216.0995 0.9822705 23 21.92759 0.9533733 60 61.47344 1.024557 220 219.0672 0.9957599 220 219.0672 0.9957599 220 220 1 220 220 1 60 62.11077 1.03518 60 61.54055 1.025676 220 215.6376 0.9801708 500 480.5168 0.9610335

Cuadro Nº 2: Resultados de flujo de carga inicial


Página 25 / 79

U, Angle deg -126.3319 52.6074 -126.316 -126.3727 24.06777 31.31266 81.92063 0 63.85814 64.03653 -162.6402 25.3212 -128.0551 22.26369 23.60387 23.60387 24.03289 24.03289 23.20708 22.53706 22.54746 20.48276


4.3 4.3.1

Modulo I

Página 26 / 79

Control de subestación Central Térmica

Crear un control de subestación para tener el control de la tensión en la subestación de 220 KV, con este control debemos mantener la tensión en 1.01 p. u. De acuerdo al requerimiento de controlar la tensión en barras, el generador debe suministrar reactivos para cumplir dicho requerimiento. Station Control Determinamos un control para subestación SE Transmisión de 220KV

Gráfico Nº 7: Control de tensión en barras Central Térmica



Modulo I

Gráfico Nº 8: Parámetros de control de la Central Térmica


Página 27 / 79


4.3.2

Modulo I

Página 28 / 79

Central Hidroeléctrica

Crear un control de subestación para tener el control de la tensión en la subestación de 220 KV, con este control debemos mantener la tensión en 1.00 p.u. De acuerdo al requerimiento de controlar la tensión en barras, los generadores deben suministrar reactivos para cumplir dicho requerimiento. Station Control Determinamos un control para subestación SE Hidroeléctrica de 220KV

Gráfico Nº 9: Control de tensión de la Central Hidroeléctrica



Modulo I

Página 29 / 79

Gráfico Nº 10: Parámetros de control en barras Central Hidroeléctrica

4.4

Determinación de Tap´s automáticos

En la subestación de potencia de la Ciudad, determinamos los tap´s automáticos de los tres transformadores de potencia, para determinar su operación a tensiones adecuadas en 600 kV. Determinamos los valores de control de acuerdo a los límites permitidos de tensión en operación.

Nodo de control Modo de control Tensión Tensión inferior Tensión superior

60

KV Tensión

1.01 0.98 1.04

p.u. p.u. p.u.

Cuadro Nº 3: Parámetros del regulador automático bajo carga TAP´s



Modulo I

Gráfico Nº 11: Control de tensión en barra por tap´s automáticos


Página 30 / 79


4.5

Modulo I

Página 31 / 79

Definición de carga

El análisis de flujo de carga se realiza para un determinado perfil de carga, en el sistema eléctrico tenemos cargas domiciliarias, industriales y de usuario libre, y su comportamiento por lo que es necesario crear un perfil que cargas en general, con la ayuda del software realizaremos una combinación de estas cargas y evaluaremos dependiendo la operación en el tiempo. En este ítem, asignaremos una características según sea establece la carga como domiciliaria, industria, minera y usuario libre. Escala de tiempo En la librería de nuestro proyecto encontramos la siguiente carpeta: Scale Creamos una escala de tiempo de 24 Horas.

Gráfico Nº 12: Determinación de escala de tiempo de 24 Horas.



4.5.1

Modulo I

Característica domiciliaria

Asignaremos la característica domiciliaria de la siguiente manera: Creamos una característica en la librería del proyecto: Parámetro de característica “Vector (ChaVec)

Asignar la escala de tiempo de 24 horas Copiar el perfil de la demanda para la carga domiciliaria.

Gráfico Nº 13: Perfil de carga domiciliaria.


Página 32 / 79


4.5.2

Modulo I

Característica carga Industria 1


Asignar la escala de tiempo de 24 horas Copiar el perfil de la demanda para la carga Industrial 1.

Gráfico Nº 14: Perfil de carga industrial 1


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4.5.3

Modulo I

Característica carga Industrial 2


Asignar la escala de tiempo de 24 horas Copiar el perfil de la demanda para la carga Industrial 2.

Gráfico Nº 15: Perfil de carga industrial 2


Página 34 / 79


4.5.4

Modulo I

Característica carga Mina


Asignar la escala de tiempo de 24 horas Copiar el perfil de la demanda para la carga Minera.

Gráfico Nº 16: Perfil de carga minera


Página 35 / 79


4.5.5

Modulo I

Característica carga Usuario Libre


Asignar la escala de tiempo de 24 horas Copiar el perfil de la demanda para la carga Usuario Libre.

Gráfico Nº 17: Perfil de carga usuario libre


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Modulo I

Página 37 / 79

Parámetros de cargas del sistema eléctrico. Hora

INDUSTRIAL 1

Industrial 2

Usuario Libre

Domiciliaria

Mina

0

0.925

0.867

0.960

0.375

0.920

1

0.903

0.888

0.960

0.352

0.910

2

0.831

0.928

0.893

0.333

0.900

3

0.751

0.867

0.830

0.325

0.830

4

0.671

0.798

0.777

0.342

0.850

5

0.635

0.919

0.746

0.418

0.780

6

0.675

0.808

0.764

0.562

0.780

7

0.743

0.765

0.819

0.749

0.830

8

0.778

0.677

0.818

0.839

0.840

9

0.769

0.584

0.764

0.969

0.850

10

0.763

0.656

0.745

0.994

0.860

11

0.759

0.896

0.735

0.994

0.865

12

0.754

1.000

0.755

1.000

0.860

13

0.764

0.979

0.823

0.996

0.850

14

0.769

0.958

0.870

0.972

0.870

15

0.762

0.947

0.868

0.949

0.868

16

0.790

0.948

0.916

0.913

0.916

17

0.816

0.817

0.918

0.867

0.918

18

0.820

0.919

0.925

0.766

0.925

19

0.845

0.909

0.926

0.619

0.926

20

0.881

0.919

0.935

0.530

0.930

21

0.959

0.919

1.000

0.489

0.950

22

1.000

0.928

0.995

0.453

0.950

23

0.981

0.877

0.950

0.411

0.940

24

0.925

0.867

0.960

0.375

0.930

Cuadro Nº 4: Parámetros para el perfil de cargas del sistema eléctrico.



4.1

Modulo I

Página 38 / 79

Creación de Caso de estudio

En este ítem, crearemos caso de estudio para realizar un análisis más enfocado a un caso en cuestión, definiendo parámetros y datos relevantes. En la carpeta caso de estudio “Study Cases”. Para un mejor manejo de los casos de estudio, crearemos dos carpetas con el nombre de “Avenida” y “Estiaje”.

Crear los casos de estudio de:  Avenida Máxima  Avenida Media  Avenida Mínima  Estiaje Máximo  Estiaje Media  Estiaje Mínima

4.2

Creación de Escenarios de Operación

En la carpeta escenario de operación “Operation Scenario”. Para un mejor manejo de los casos de estudio, crearemos dos carpetas con el nombre de “Avenida” y “Estiaje”.



Modulo I

Página 39 / 79

Crear los escenarios de operación de:  Avenida Máxima  Avenida Media  Avenida Mínima  Estiaje Máxima  Estiaje Media  Estiaje Mínima

Una vez creado los escenarios de operación y casos de estudios vincularemos cada uno de ellos como corresponde.



4.3

Modulo I

Página 40 / 79

Calculo del flujo de carga

Realizaremos el análisis de flujo de carga en cada caso de estudio, teniendo en cuenta los límites de operación de los generadores, consumo de cada carga, taps automáticos, control de subestaciones, control de potencia reactiva con la finalidad de lograr un flujo de carga adecuado manteniendo los límites permitidos según las normas internacionales. a. Realizar los mismos análisis de ítem 4.1 para cada uno de los escenarios creados. b. Realizar la comparación de los resultados de cada escenario c. Realizar una comparación de los siguientes equipos:  Líneas de transmisión.  Transformadores de potencia.  Generadores Síncronos.  Motores



5

Modulo I

Página 41 / 79

CORTOCIRCUITO

El cortocircuito es un fenómeno eléctrico que somete a equipamientos eléctricos de un sistema eléctrico a niveles severos de corriente, ocasionando daños e interrupción del suministro eléctrico causando pérdidas de índole técnica y económica, por tal motivo es de gran importancia realizar un análisis minucioso de las corrientes de cortocircuito en un sistema eléctrico. Los análisis de cortocircuito nos sirven para determinar las corrientes que fluyen en el sistema eléctrico en un intervalo de tiempo después que ocurre una falla. El requerimiento de soportar ciertos niveles de corriente de cortocircuito impuesto a los equipos depende de la magnitud de la corriente, que dependen del tiempo de la duración de falla. La evaluación de cortocircuito se realiza de varios tipos de falla en diferentes lugares de un sistema eléctrico y la información se utiliza para seleccionar los equipos como fusibles, interruptores y valores de aislamiento, además de establecer los ajustes en los relés de protección.

5.1

Cortocircuito según norma ANSI

El cálculo de la corriente de falla en los diferentes periodos de la onda de cortocircuito, conduce a definir tres intervalos de tiempo durante la permanencia de la falla; en cada uno de estos intervalos se plantea el cálculo de la corriente de falla.  Intervalo de primer ciclo (Momentánea)  Intervalo de interrupción (Apertura de contactos)  Intervalo de 30 ciclos (Permanente) Los tres intervalos se conforman de las reactancias de los elementos de un sistema, la diferencia entre un intervalo y otro es el valor que se le asignan a las reactancias de las máquinas rotativas, la reactancia de los componentes pasivos son iguales en los tres intervalos. MAQUINAS ROTATIVAS Turbogenerador. Hidrogeneradores con devanado amortiguador Hidrogeneradores sin amortiguadores Motor sincrono Motor de induccion Mayor a 1000HP / 1800 RPM Motor de induccion Mayor a 250 HP / 3600 RPM Motor de induccion Mayor a 50 HP Motor de induccion Menor a 50 HP

RED PRIMER CICLO

RED INTERRUPCIÓN

1.00

X"d

1.00

X"d

0.75

X"d

0.75

X"d

1.00

X"d

1.50

X"d

1.00

X"d

1.50

X"d

1.00

X"d

1.50

X"d

1.20

X"d

3.00

X"d

No se consideran

Cuadro Nº 5: Parámetros red de primer ciclo y red de interrupción Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


5.1.1

Modulo I

Página 42 / 79

Intervalo de primer ciclo (Momentánea)

Se utiliza para cálculos de la corriente momentánea rms simétrica de cortocircuito y los esfuerzos de los equipos de protección en el primer ciclo después de la falla. Las maquinas rotativas se representan con sus reactancias modificadas, multiplicadas por un factor (Ver tabla). Formación de la red  Se determinan los valores de resistencia y reactancia de los elementos rotativos y pasivos de un sistema eléctrico.  Se determinan los valores de la reactancia y las resistencias en base común.  Se forma el diagrama de reactancias con los valores modificados en por unidad de los elementos de la red.  De estar constituida una red externa en nuestro sistema eléctrico, esta proporciona la mayor fuente de corriente de cortocircuito, los datos proporcionados son los MVA de cortocircuito, la relación entre la reactancia y resistencia de Thevenin X/R.  De los elementos de la red se determinan el equivalente de Thevenin en el punto de falla de las reactancias X y resistencias R.  Se determina la relación X/R en el punto de falla. Calculo de cortocircuito Primer ciclo Presenta el valor más alto de la corriente de cortocircuito antes de los decaimientos las componentes de CD y AC y lleguen a su valor de permanente. Este valor se presenta en un tiempo de ½ ciclo después de que la falla se ha iniciado. 1. Cálculo del valor efectivo simétrico de la corriente momentánea de cortocircuito 𝐼𝑚𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑛𝑒𝑎 = 𝐸𝑝𝑟𝑒𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎 /√2𝑍𝑒𝑞𝑢𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 2. Calculo de la corriente efectiva asimétrica de Primer ciclo 𝐼(𝑡)𝑟𝑚𝑠 = 𝐹𝑀𝑎𝑠𝑖𝑚 𝑥𝐼𝐶𝐴 𝑋

𝐹𝑀𝑎𝑠𝑖𝑚 = √1 + 2𝑒 −4𝜋𝐶/(𝑅 ) Por lo que para C=1/2 ciclo 𝑋

𝐼(𝑡)𝑟𝑚𝑠 = √1 + 2𝑒 −2𝜋/(𝑅 ) 𝑥𝐼𝐶𝐴 3. Se determina la ecuación de la corriente pico de Primer ciclo 𝐼𝑝𝑖𝑐𝑜 = √2(1 + 𝑒 −𝑤𝑡/(𝑋/𝑅) )𝑥𝐼𝐶𝐴 𝐹𝑀𝑝𝑖𝑐𝑜 = √2(1 + 𝑒 −𝑤𝑡/(𝑋/𝑅) ) Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


Modulo I

Página 43 / 79

Para C= ½ ciclo tenemos 𝑋

𝐹𝑀𝑝𝑖𝑐𝑜 = √2(1 + 𝑒 −𝜋/(𝑅 ) ) ANSI utiliza de los factores de multiplicación de la corriente rms asimétrica  FM = 1.6 para obtener la corriente momentánea de Primer ciclo  FM = 2.7 para obtener la corriente pico de Primer ciclo Ambos factores corresponde al aplicar la relación X/R = 25. Para valores de X/R menores se obtiene valores conservadores. El uso de estos factores facilita el cálculo de las corrientes de Primer ciclo. 5.1.2

Red de interrupción (Apertura de contactos)

Se utilizan para calcular los esfuerzos de interrupción (de apertura de contactos), de los interruptores de los sistemas eléctricos de media y alta tensión. Para maquinas rotativas se presentan con reactancias diferentes a las que se utilizaron para la red de primer ciclo. Formación de la red  Se determinan los valores de las resistencias y reactancias de los elementos rotativos y pasivos del sistema eléctrico.  De la “Red de interrupción” se seleccionan los multiplicadores que se aplicaran a los valores de reactancia de los elementos rotativos, con esto tendremos los valores modificados.  Se pasan los valores de reactancia y resistencia a valores de ase común.  Se determina el diagrama de reactancias y resistencias con los valores en por unidad  Se reduce el diagrama de reactancias y resistencias de Thevenin en el punto de falla X, R.  Se determina la relación X/R en el punto de falla.  Se determina el voltaje de operación de pre-falla en por unidad (p.u.)  Se determina el valor rms de la corriente de cortocircuito de la red de interrupción con la siguiente ecuación. 𝐼𝑖𝑛𝑡,𝑟𝑚𝑠,𝑠𝑖𝑚 = 𝐸𝑝𝑢 /𝑍𝑒𝑞 La red de interrupción se utiliza para determinar los niveles de corriente de cortocircuito de interrupción ICs para aplicaciones de los interruptores mayores a 1000 voltios.  ICs con base de corriente total  ICs con Base de corriente simétrica



Modulo I

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a. Esfuerzos de interrupción con base de corriente total Se determinan los factores de multiplicación que se emplearan para el cálculo de esta corriente de acuerdo a: 1. Se deben caracterizar las contribuciones de las diferentes barras a la falla como barra local o barra remota. 2. Si la contribución es remota se determinan los factores de multiplicación remoto FMr desde la curva de la figura 18 encontrando el dato de la relación X/R del punto de falla y con el dato de tiempo de apertura de contactos (se debe determinar la corriente en que se abre los contactos para ello se necesita conocer el tiempo mínimo de separación de contactos, según los datos de la tabla N°6

MAQUINAS ROTATIVAS Motores de inducción Mayores a 50 HP Motores de inducción Menores a 50 HP

RED PRIMER CICLO 1.20

X"d

1.67

X"d

RED INTERRUPCIÓN 3.00

No se consideran

Cuadro Nº 6: Parámetros red

Gráfico Nº 18: Factor de multiplicación remoto FMr


X"d


Modulo I

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TIEMPO DE INTERRUPCIÓN

TIEMO MÍNIMO DE SEPACIÓN DE CONTACTOS

8 Ciclos 5 Ciclos 3 Ciclos 2 Ciclos

4 Ciclos 3 Ciclos 2 Ciclos 1.5 Ciclos

Cuadro Nº 7: Tiempos de separación de contactos

El factor de multiplicación remoto FMr también se puede determinarse con ecuación siguiente X

FMr = √1 + 2e−4πC/(R) Donde C es el tiempo de apertura de contactos de IC en ciclos y X/R es la relación de reactancias a resistencia en el punto de falla. Si la contribución se clasifica como Local se usara del respectivo valor de X/R y el tiempo de apertura de contactos de acuerdo al IC de que se trate, de manera que se determine el factor de multiplicación local FM Cualquiera sea el caso (local, remoto) se multiplica la corriente obtenida por el factor de multiplicación (Local o remoto) para obtener el esfuerzo de interrupción rms total Esf.de Int.rms,total = Factor de Multiplicacion x Iint,rms,sim Este valor representa el esfuerzo de interrupción rms de la corriente (calculada) de cortocircuito total (asimétrica) para una falla trifásica franca (solida) en un tiempo igual al tiempo de separación de los contactos En la aplicación del ICs esta corriente será compara con la capacidad de interrupción del interruptor de circuito, ya sea para seleccionar o para verificar su adecuada capacidad en uno ya instalado. b. Esfuerzos de interrupción con base de corriente simétrica 1. Habiendo determinado la corriente rms de interrupción y la relación X/R para el punto de falla se procede a: 2. Determinar factores de multiplicación que se aplicaran a la corriente rms simétrica encontrada de acuerdo a: 3. Se debe caracterizar las contribución de los distintas barras local o remota 4. Si es local de determina el factor de multiplicación local FM1 desde la curva de la fig 3.4 con relación X/R y el tiempo de apertura de contactos del IC de que se trate. 5. Su es remota se determina el factor de multiplicación remoto FMr desde la curva de la fig 3.5 o con la relación X/R y el tiempo de apertura de contactos del IC de que se trate 6. Cualquiera de ellos se multiplica la corriente obtenida en 3.10 por el factor de multiplicación para obtener el esfuerzo de interrupción rms simétrico. Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


Modulo I

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Esfuerzo de Int.rms,sim = Factor de multiplicación x Iint,rms,sim 5.1.3

Red de 30 ciclos

Se utilizan para determinar corrientes mínimas o permanentes, que se requiere para operar los relés actuados por corriente. Las condiciones de la instalación eléctrica bajo estudio son aquellas donde se tiene la mínima generación. En esta red los generadores se representan con su reactancia transitoria o con una reactancia grande que es relaciones con su decaimiento de la corriente de cortocircuito en el tiempo deseado. El tipo de maquina rotativa y su representación de la red de 30 ciclos donde no son considerados los motores síncronos, máquinas de inducción y condensadores síncronos. Esta red se usa para determinar corrientes momentáneas de cortocircuito y esfuerzos asociados para aplicaciones que aparecen en la siguiente tabla.

Dispositivo Interruptor de alta tensión Interrptor de baja tensión Fusible Tableros y CCM de motores Relés

Esfuerzo N/A N/A N/A N/A Ajsutes

Cuadro Nº 8: Esfuerzos para el calculo



Modulo I

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Calculo de cortocircuito según norma ANSI. Panel de cálculo.

Gráfico Nº 19: Ventana para el cálculo de cortocircuito según norma ANSI



5.2

Modulo I

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Cortocircuito método IEC

Para los cálculos se consideran la localización de la falla según su cercanía a los generadores síncronos como:  Falla lejana al generador. Sistemas con corriente de cortocircuito sin decaimiento en la componente de CA; esta es una condición en la cual la magnitud de la componente de CA de la corriente de cortocircuito disponible permanece esencialmente constante.  Falla cercana al generador. Sistemas con corriente de cortocircuito con decaimiento de la componente de la CA  Se asume sistema trifásico balanceado. Se asume una falla franca de forma que no se considera la resistencia de un posible arco Definiciones según la norma IEC Corriente de cortocircuito simétrica Es el valor rms de la componente de CA del cortocircuito (que se espera o existe) en el punto de falla despreciando al componente de CD. Corriente de cortocircuito inicial 𝑰"𝒌 Es el valor rms de la componente de CA de la corriente simétrica aplicable en el instante de cortocircuito en el tiempo cero. Componente CD de la corriente cortocircuito 𝑰𝑪𝑫 Es el valor medio entre la envolvente superior y la envolvente inferior del oscilograma de cortocircuito que decae desde el valor inicial A en el tiempo cero hasta un valor cero. Corriente de cortocircuito pico 𝒊𝒑 Es el valor de corriente máximo que se espera o exista en el punto de falla ip incluye la componente DC. Corriente de cortocircuito de interrupción 𝑰𝒃 Es el valor rms de un ciclo completo de la componente CA de la corriente de cortocircuito disponible en el instante de la separación de los polos. Corriente de cortocircuito en estado permanente 𝑰𝒌 Es el valor rms de la corriente de cortocircuito que permanente después del decaimiento del fenómeno transitorios Tiempo mínimo de retardo de un interruptor IC Es el tiempo más corto entre el inicio del cortocircuito y la separación de los contactos de un polo Componente CD 𝒊𝑪𝑫 La componente de CD de la corriente de cortocircuito, para el tiempo de retardo mínimo de un dispositivo de protección, se calcula en base a la corriente de cortocircuito simétrico inicial y la relación X/R según: i𝐷𝐶 = I"k√2 e Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco

−2πftmin X/R


Modulo I

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f: frecuencia del sistema t min es el tiempo de retardo mínimo del dispositivo de protección que está considerado X/R es la relación del sistema en el punto de falla. Fuente de voltaje equivalente CUn/√3 En IEC 60909 incluye el concepto de la fuente de voltaje equivalente como el único voltaje efectivo de la red para el cálculo de corriente de cortocircuito. Los voltajes internos de los generadores o de la red se ponen en cortocircuito y el valor de la fuente equivalente es usado como el único voltaje efectivo en el punto de falla.

Voltaje Nominal UN 100V a 1000V 1 KV a 35 KV 35KV a 230 KV

FACTOR DE VOLTAJE C Máxima corriente de cortocircutio 1.00 1.10 1.10

Mínima corriente de cortocircutio 1.00 1.00 1.00

Cuadro Nº 9: Factor de voltaje C, según norma IEC.

Con la fuente de voltaje equivalente y con el factor de voltaje C, se considera que:  Se puede ignorar las cargas estáticas  Los cambios de derivación de transformadores tap´s se encuentran en posición normal.  La excitación es un dato que se pueda ignorar  Todos los alimentadores de la red maquinas síncronas y asíncronas se representan por sus impedancias internas.  Todas las capacitancias de las líneas se desprecian, excepto para aquellas que intervienen en el sistema de secuencia cero. 5.2.1

Falla lejana al generador

En este procedimiento no se contempla el decaimiento de la componente CA. Las condiciones para que estos se presenten se puede resumir en que existen las condiciones de voltaje adecuadas y no existe ningún cambio significativo en impedancia del circuito pues se trabaja con impedancias constantes y lineales. Las impedancia de se usan son las de secuencia positiva, a partir de estas se determinan la impedancia de falla (Thevenin). Procedimiento de cálculo De acuerdo a la configuración que guardan las fuentes de cortocircuito con respecto al punto de falla. IEC define tres tipos de redes y en base a esta se clasifican determina los diferentes corrientes de falla.  Configuración radial con una fuente.  Configuración no mallada con varias fuentes.  Configuración mallada. Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


i.

Modulo I

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Configuración radial con una fuente

Corriente de cortocircuito simétrica inicial I”k Se determina: CUn I"k = √3Zk Zk impedancia equivalente en el punto de falla. Corriente de pico ip La falla es alimentada por un circuito serie se tiene una sola impedancia compuesta por una sola X y R de tal forma que se tiene una sola X/R y la corriente pico se expresa como: ip = k√2 I"k Donde la constante k es una función de la relación X/R del sistema en el punto de falla y toma en cuenta el decaimiento de la componente DC, este factor dado aproximadamente por: k = 1.02 + 0.98 e−3R/X La corriente de pico ip ocurre justo después de ocurrida la falla, el valor pico determina los esfuerzos dinámicos a que se somete las instalaciones. Corriente de ruptura Ib La corriente de ruptura es igual a la corriente de estado permanente y la corriente inicial simétrica I”k. Ib = Ik = I"k ii.

Configuración no mallada con varias fuentes Las corrientes de cortocircuito se calculan empleando el mismo procedimiento de la configuración radial con una fuente, los ángulos de las corrientes de falla son muy similares de manera que se determina con una suma fasorial. Corriente de cortocircuito simétrica inicial I”k Se determina: I"k = I"k t1 + I"k t2 Corriente de pico ip Se determina: ip = ipt1 + ipt2 Corriente de ruptura Ib y la corriente de estado permanente Ik guardan la misma relación. Ib = Ik = I"k



iii.

Modulo I

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Fallas con configuración mallada Corriente inicial de cortocircuito I”k I"k =

CUn √3Zk

Zk impedancia equivalente en el punto de falla. Corriente de cortocircuito pico ip ip = k√2 I"k En las redes malladas k puede determinarse con cualquiera de los métodos siguientes 

Método A. Relación X/R uniforme (k 0= Ka) R/X de acuerdo a la mínima relación de todas las ramas que contribuyen a la corriente de cortocircuito Únicamente se incluyen aquellas ramas que contienen un total de 80% de la corriente a voltaje nominal correspondiente al punto de falla. Las ramas pueden ser una combinación de diversos elementos. Para redes de bajo voltaje k< 1.8.



Método B. Relación R/X en el punto de falla (k=1.15kb) Con este método se hace k=1.15kb. El valor de kb se determina para una relación de X/R donde X y R se obtienen de la impedancia de falla Z. esta impedancia se determina con la frecuencia nominal fn.   

Redes de bajo voltaje, k<1.8 Redes de medio voltaje, k<2.0 Redes de alto voltaje, k<2.0

El factor 1.15 es un factor de seguridad para tomar en cuenta las inexactitudes ocasionadas después de obtener la relación R/X desde una reducción de la red con impedancia complejas. 

Método C. Frecuencia equivalente fc (k=kc) El valor del factor kc se determina usando la frecuencia equivalente y una relación alterada de R/X. esta relación se calcula de la siguiente manera: Paso 1 Se calcula las reactancias de cada rama i de la red para la frecuencia equivalente fc en la red de secuencia positiva. 𝑋𝑖𝑐 = f: frecuencia nominal fc: es la frecuencia equivalente


𝑓𝑐 𝑋 𝑓 𝑖


Modulo I

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Paso 2. Se calcula la impedancia equivalente Zc=rc+j2pifcLc 𝑍𝑐 = 𝑅𝐶 + 𝑗2𝜋𝑓𝑐 𝐿𝑐 Zc es la impedancia vista desde el punto de la falla del circuito equivalente con una frecuencia fc. Paso 3. Se determina la relación ajustada R/X: 𝑅 𝑓𝑐 𝑅𝑐 = . 𝑋 𝑓 𝑋𝑐 La corriente de Ib y la corriente de cortocircuito de estado permanente Ik guardan la relación: 𝐼𝑏 = 𝐼𝑘 = 𝐼"𝑘 5.2.2

Falla cercana al generador

Una falla cercana al generador es un cortocircuito en el cual en donde por lo menos una maquina síncrona contribuye a una corriente simétrica de cortocircuito que es más del doble de la corriente nominal del generado, o un cortocircuito en el cual motores síncronos y asíncronos contribuyen con más del 5% de la corriente de falla inicial simétrica I"k calculada sin motores. En el cálculo de cortocircuito para fallas lejanas, el aporte de corriente puede ser alimentada por generadores y motores, por lo que, se presenta una corriente de cortocircuito que va disminuyendo, de manera que la corriente inicial I"k y la corriente pico ip son de interés que al ser diferentes a las corriente de ruptura Ib y de estado permanente Ik se requiere el cálculo de ellas si tenemos que: Ib > Ik > I"k Los cálculo para determinar los esfuerzos durante el cierre o apertura de interruptores ICs es necesario determinar las corrientes que circulan en el instante de apertura de los contactos (t min), por ello es necesario determinar la corriente asimétrica de ruptura Ib asim partiendo de la corriente simétrica de ruptura Ib de la componente de CA, empleando el teorema de la superposición agregando la corriente iCDevaluada en el mismo tmin, La corriente total o asimétrica de ruptura está dado por: Ib asim = √Ib 2 + Icd2 Ib asim: Corriente de ruptura asimétrica rms en el tiempo t min Ib : Corriente simétrica rms de la componente CA.



Modulo I

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La componente CD de la corriente de cortocircuito para el tiempo de retardo mínimo de un dispositivo de protección se calcula basándose en la corriente de cortocircuito simétrica inicial y la relación X/R de la siguiente marea: iCD = I"k √2e

−2pi ftmin X/R

f: Frecuencia del sistema. t min : Tiempo de retardo mínimo del dispositivo de protección considerado X/R: Relación en el punto de falla. Procedimiento de cálculo De acuerdo a la configuración y al número de fuentes de cortocircuito con respecto al punto de falla, IEC define varios tipos de redes y en base a la clasificación determina las diferentes corrientes de fallas, estos son:  Configuración radia con una fuente e cortocircuito  Configuración no mallada con varias fuentes.  Configuración con varias fuentes con impedancia común.  Configuración con redes malladas. Para todos los casos lo siguiente:  En los circuitos equivalentes existirá una sola fuente de voltaje equivalente 𝐶𝑈𝑛 /√3.  Las maquinas síncronas se representan con su impedancia subtransitoria.  Los motores asíncronos se representan con sus impedancias determinadas desde sus corrientes de rotor bloqueado. Cada una de las configuraciones se representa en las siguientes secciones con su procedimiento de cálculo de corrientes I"k , ip , Ib e Ik, en el punto de falla donde la impedancia equivalente de falla es ZIk i.

Fallas en configuración radial con una fuente de cortocircuito Corriente de cortocircuito simétrica inicial I”k Para falla alimentada sin transformador Para calcular la impedancia de falla consideramos la impedancia del generador y de la línea. Se determina: I"k =

CUn

√3Zk Donde C se escoge para la máxima corriente de cortocircuito



Modulo I

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Para fallas alimentadas desde una subestación (con transformador) Para calcular la impedancia de falla consideramos la impedancia del generador, del transformador y de la línea a partir de esta impedancia se calcula la impedancia corregida. CUn I"k = √3Zk Corriente de pico ip ip = k√2 I"k Donde la constante k se escoge de la ecuación: k = 1.02 + 0.98 e−3R/X Corriente de ruptura Ib El punto donde se calcula la corriente Ib (en el tiempo t min ) la corriente ha disminuido, y este decaimiento se toma con el factor µ que modifica según: Ib = uI"k u = 0.84 + 0.26e−0.26 I"kG/Ir G Para un t min = 0.02 segundos u = 0.71 + 0.51e−0.30 I"kG/Ir G Para un t min = 0.05 segundos u = 0.62 + 0.2e−0.32 I"kG/Ir G Para un t min = 0.10 segundos u = 0.56 + 0.94e−0.38 I"kG/Ir G Para un t min = 0.25 segundos Corriente de estado permanente Ik Para el cálculo desde un generador síncrono o un motor se toma en consideración lo siguiente:  La excitación del generador.  El tipo de maquina síncrona  Si los generadores son de rotor cilíndrico o de polos salientes.  Los ajustes de la excitación de las maquinas Tomando en cuenta lo anterior, la corriente de falla con que contribuyen los generadores será una función de su corriente nominal usando factores de multiplicación que se obtienen desde curvas de la reactancia síncrona saturada del generador, del ajuste de la excitación y del tipo de máquina, se consideran dos situaciones: Ik Máxima: En este caso se calcula la máxima corriente de cortocircuito que se presenta cuando se aplica la más alta excitación al generador síncrono que alimenta la falla de la siguiente manera: Ik max = λmaxIr G



Modulo I

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Donde λ max es una función del voltaje de excitación máximo del generador Ik Mínima: En este caso se calcula la mínima corriente de cortocircuito que se presenta cuando se aplica la más alta excitación constante sin carga al generador síncrono que alimenta la falla. Ik min = λmin Ir G Donde λ min se determina dependiendo del generador. ii.

Fallas en configuración no malladas con varias fuentes de cortocircuito Corriente de cortocircuito simétrica inicial I”k La corriente simétrica inicial se compone de la suma fasorial de las corrientes iniciales parciales. I"k = I"k kT + I"k kM + ⋯ Corriente de ruptura Ib ip = ipkT + ipkM + ⋯ Corriente de ruptura Ib Ib = IbkT + IbkM + ⋯ Corriente de estado permanente Ik Ik = Ik kT + Ik kM + ⋯

5.2.3

   

Las corrientes parciales se determinan de acuerdo a su configuración Las aportaciones de los motores se consideran de acuerdo a la norma IEC909 Se asume que los generadores producen una corriente de estado permanente Para alimentadores desde la red



Ib = Ik = I"k No existe aportación de los motores a la corriente en estado permanente

Influencia de los motores

Motores y compensadores síncronos En el cálculo de I"k , ip , Ib , Ik los motores y compensadores síncronos son tratados como generadores síncronos. Motores asíncronos Contribuyen a I"k , ip , Ib : En fallas balanceadas no contribuyen a Ik Los motores de baja tensión pueden ser despreciados. Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


Modulo I

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Los motores de alta y baja tensión que están conectados a través de un transformador de dos devanados, a la red donde se presenta la falla pueden ser despreciados La corriente de ruptura Ib para motores asíncronos se calcula con la siguiente expresión: Ib = uq I"k



Modulo I

Calculo de cortocircuito según norma IEC Panel de cálculo.

Gráfico Nº 20: Ventana para el cálculo de cortocircuito según norma IEC


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5.3

Modulo I

Página 58 / 79

Cálculos de cortocircuito

En el escenario de operación de máxima demanda analizaremos lo siguiente: 5.3.1 Cálculo utilizando la norma ANSI Calculo de corrientes de cortocircuito en todas las barras del sistema eléctrico de acuerdo a la norma ANSI, tensión de pre falla igual a 1.00 p.u. Falla trifásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito trifásico  Ssym : Potencia simétrica momentánea  Isym : Corriente simétrica momentánea  Isym(calc) : Corriente asimétrica momentánea  Ssym_i : Potencia simétrica de interrupción  Isym_i : Corriente simétrica de interrupción  Ssym_30 : Potencia simétrica de 30 ciclos  Isym_30 : Corriente simétrica de 30 ciclos  Isym2c : Corriente interrupción a los 2 ciclos  Isym3c : Corriente interrupción a los 3 ciclos  Isym5c : Corriente interrupción a los 5 ciclos  Isym8c : Corriente interrupción a los 8 ciclos

Barra

Ssym_m

Isym_m

Iasym_m(calc)

Ssym_i

Isym_i

Ssym_30

Isym_30

Isym2c

Isym3c

Isym5c

Isym8c

MVA

kA

kA

MVA

kA

MVA

kA

kA

kA

kA

kA

Falla bifásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito bifásico  Ssym : Potencia simétrica momentánea  Isym : Corriente simétrica momentánea  Isym(calc) : Corriente asimétrica momentánea  Ssym_i : Potencia simétrica de interrupción  Isym_i : Corriente simétrica de interrupción  Ssym_30 : Potencia simétrica de 30 ciclos  Isym_30 : Corriente simétrica de 30 ciclos  Isym2c : Corriente interrupción a los 2 ciclos  Isym3c : Corriente interrupción a los 3 ciclos  Isym5c : Corriente interrupción a los 5 ciclos  Isym8c : Corriente interrupción a los 8 ciclos

Name

Ssym_m MVA

Isym_m kA


Sisym MVA

Isym_i kA

Ssym_30 MVA

Isym_30 kA

Isym2c kA

Isym3c kA

Isym5c kA

Isym8c kA


Modulo I

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Falla monofásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito monofásico  Ssym : Potencia simétrica momentánea  Isym : Corriente simétrica momentánea  Isym(calc) : Corriente asimétrica momentánea  Ssym_i : Potencia simétrica de interrupción  Isym_i : Corriente simétrica de interrupción  Ssym_30 : Potencia simétrica de 30 ciclos  Isym_30 : Corriente simétrica de 30 ciclos  Isym2c : Corriente interrupción a los 2 ciclos  Isym3c : Corriente interrupción a los 3 ciclos  Isym5c : Corriente interrupción a los 5 ciclos  Isym8c : Corriente interrupción a los 8 ciclos  I0_m : Corriente momentánea de secuencia cero  I0x3_m : Corriente 3Io

Name

Ssym_m

Isym_m

Sisym

Isym_i

Ssym_30

Isym_30

Isym2c

Isym3c

Isym5c

Isym8c

3*I0_m

MVA

kA

MVA

kA

MVA

kA

kA

kA

kA

kA

kA

I0_m, Magnitude kA

5.3.2 Calculo utilizando la norma IEC Calculo de un cortocircuito trifásico en todas las barras del sistema eléctrico de acuerdo a la norma IEC 60909-2001. Falla trifásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito trifásico  Sk” : Potencia de corto-circuito inicial  Ik” : Corriente de corto-circuito inicial  ip : Corriente Pico de corto-circuito  Ib : Corriente de apertura de corto-circuito  Ik : Corriente de corto-circuito en el Estado Estacionario  Ith : Corriente equivalente térmica de corto-circuito Máxima corriente Barra

Sk" MVA

Ik" kA

ip kA

Ib kA

Ik kA

Ith kA

Sk" MVA

Ik" kA

ip kA

Ib kA

Ik kA

Ith kA

Mínima corriente Barra



Modulo I

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Falla bifásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito bifásico.  Sk” : Potencia de corto-circuito inicial fases en falla  Ik” : Corriente de corto-circuito inicial fases en falla  ip : Corriente Pico de corto-circuito fases en falla  Ib : Corriente de apertura de corto-circuito fases en falla  Ik : Corriente de corto-circuito en el Estado Estacionario fases en falla  Ith : Corriente equivalente térmica de corto-circuito fases en falla Máxima corriente Barra

Sk" B MVA

Sk" C MVA

Ik" B kA

Ik" C kA

ip B kA

ip C kA

ip B kA

ip C kA

Ib B kA

Ib C kA

Ith B kA

Ith C kA

Sk" B MVA

Sk" C MVA

Ik" B kA

Ik" C kA

ip B kA

ip C kA

ip B kA

ip C kA

Ib B kA

Ib C kA

Ith B kA

Ith C kA


Falla monofásica Exportar en un archivo Excel los resultados más relevantes del cortocircuito bifásico  Sk” : Potencia de corto-circuito inicial fase en falla  Ik” : Corriente de corto-circuito inicial fase en falla  Ip : Corriente Pico de corto-circuito fase en falla  Ib : Corriente de apertura de corto-circuito fase en falla  Ik : Corriente de corto-circuito en el Estado Estacionario fase en falla  Ith : Corriente equivalente térmica de corto-circuito fase en falla Máxima corriente Barra

Sk" A MVA

Ik" A kA

ip A kA

ip A kA

Ib A kA

Ith A kA

Sk" A MVA

Ik" A kA

ip A kA

ip A kA

Ib A kA

Ith A kA


Calculo de un cortocircuito trifásico en las líneas de transmisión de acuerdo a la norma IEC 60909-2001.  Línea de transmisión L-001 al 70%  Línea de transmisión L-005 al 30%  Línea de transmisión L-006 al 50%  Línea de transmisión L-007 al 45%  Línea de transmisión L-010 al 60%  Línea de transmisión L-011 al 90%



Cortocircuito en bornes del generador

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DIgSILENT

5.4

Modulo I

En el escenario de operación de máxima demanda realizaremos los siguientes pasos:  Calculo de un cortocircuito trifásico en todas las barras del sistema de transmisión de acuerdo a la norma IEC 60909-2001.  En este ejemplo revisaremos los niveles de cortocircuito en bornes del generador, para Skss=0.00 MVA Ikss=0.00 kA verificar los niveles de cortocircuito de los interruptores de los generadores ip=0.00 kA Transformer Potencia

Line

Skss=0.00 MVA Ikss=0.00 kA ip=0.00 kA

Cortocircuito en bornes del generador, desconectada del sistema eléctrico Skss=0.00 MVA Ikss=0.00 kA ip=0.00 kA


220 KV

0.000 0.000 0.000

Transformer Potencia


18KV


18KV

Falla trifásica en barra de generador.





Interruptor




G ~

G ~ TV

DIgSILENT

TV

300.00

0.509 s 148.156 kA 200.00

100.00 2.055 s 23.701 kA 3.861 s 5.980 kA

0.00

-100.00

-200.00 -0.000

1.000 18KV: Short-Circuit Current A in kA 18KV: Short-Circuit Current B in kA 18KV: Short-Circuit Current C in kA

2.000

3.000

4.000

[s]

Gráfico Nº 21: Cortocircutio trifásico en barra de generador, no conectada a la red. Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco

5.000

DIgSILENT

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS CEUPS - FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA Y ELÉCTRICA Skss=1420.80 MVA Ikss=3.73 kA ip=0.00 kA

SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA CON DIgSILENT POWER FACTORY

Skss=1420.80 Modulo I MVA Ikss=3.73 kA ip=0.00 kA

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Line


Cortocircuito en bornes del generador conectada del sistema eléctrico.


Falla trifásica en barra de generador.

Skss=1420.80 MVA Ikss=3.73 kA ip=0.00 kA 178.614 0.812 30.960




220 KV

18KV



18KV



Interruptor


Skss=2326.21 MVA Ikss=74.61 kA ip=0.00 kA Skss=2326.21 MVA Ikss=74.61 kA ip=0.00 kA

G ~

G ~

TV DIgSILENT

TV

249.2

135.1

21.03

-93.05

3.377 s -57.170 kA

3.978 s -71.792 kA

-207.1 0.509 s -294.531 kA

-321.2 -0.000

1.000 18KV: Short-Circuit Current A in kA 18KV: Short-Circuit Current B in kA 18KV: Short-Circuit Current C in kA

2.000

3.000

4.000

[s]

Gráfico Nº 22: Cortocircutio trifásico en barra de generador, conectada a la red.


5.000


6

Modulo I

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EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO

En nuestro ejemplo del sistema eléctrico, crearemos una central térmica conectada en la subestación de Transmisión.

Creación de “Variación”

6.1

Con esta variación observaremos en qué medida afecta la puesta en servicio de una nueva instalación eléctrica que se conectara al sistema eléctrico, el objetivo de este capítulo es observar el impacto que genera según los análisis de flujo de potencia y cortocircuito. Para este ejemplo utilizaremos la carpeta de variaciones.



Activar la variación “Central Térmica II”



Realizar el modelamiento de las instalaciones de la variación “Central Térmica II” con los datos similares a los datos de la Central Térmica Grupo 01


Crear la Variación con el nombre “Central Térmica II”




D oble Bus/SE Transm ision 220KV/B1



D oble Bus/SE Transm ision 220KV/B2

B1/SE Termica 220KV

0

GE 1-18kV GE2-18KV

G ~

G ~

GE-01

GE 02

CENTRAL TERM ICA GRUPO 01

CENTRAL TERM ICA II

D obleBus/SE Ciudad 220KV B1 Gráfico Nº 23: Diagrama unifilar central Termina 02 D obleBus/SE Ciudad 220KV B2



0


2-Winding..

TR-TV01

1BBT-220/BB-2


6.2

Modulo I

Página 64 / 79

Calculo de flujo de carga y cortocircuito incorporando la nueva instalación

Realizar el cálculo del flujo de carga y compara resultados en cada caso de estudio igual que el ítem en los siguientes casos de estudios:   

Avenida máxima Avenida media Avenida mínima



7 7.1

Modulo I

Página 65 / 79

SIMULACIONES DINAMICAS

Simulaciones en el tiempo En este capítulo observaremos el comportamiento dinámico del sistema eléctrico se analizaran sus efectos y qué medidas adoptar para disminuir sus consecuencias. Definir como Variables Set los siguientes componentes del sistema eléctrico:

LÍNEAS DE TRASMISIÓN

BARRAS

Línea de transmisión L-001

SE 500KV


SE Ciudad 220KV B1


SE Mina 220KV


SE MOTORES 4.16KV


SE Transmisión 220KV/B1


SE-3BB-1-D-10KV

GENERADORES

MOTORES

GE-03

Motor 01 Mina

GE-04

Motor 02 Mina

Cuadro Nº 10: Equipos para definir variables (Set. Sim)



7.2

Modulo I

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Eventos de fallas en el sistema eléctrico

7.2.1

Evento 1: Salida línea L-001

Evento 1

Salida intempestiva línea L-001 Inicio simulación 0.00 seg Apertura línea 2.00 seg Tiempo de simulación 10.00 seg

Definir un evento de apertura de la linea L-001. Apertura de interruptores de la linea a los 2 segundos de iniciado la simulacion. Accion de interruptores OPEN. Todas las fases.

Calculo de condiciones iniciales

Inicio de simulación

Gráfico Nº 24: Simulación dinámica evento 01



7.2.2

Modulo I

Página 67 / 79


Evento 2








7.2.3

Modulo I

Página 68 / 79


Evento 3








7.2.4

Modulo I

Página 69 / 79

Evento 4: Falla monofásica al 50% de la línea L-005

Evento 4

Falla monofásica al 50% de la línea L-005 Inicio simulación 0.00 seg Inicio de falla 2.00 seg Fin de falla 2.20 seg Tiempo de simulación 10.00 seg

Definir un evento de cortocircuito en la linea L-005 Falla monofasica a tierra. Definimos un evento de cortocircuito en la linea L-005 Despeje de la falla






7.2.5

Modulo I

Evento 5: Falla monofásica en L-007.

Evento 5

Falla monofásica al 50% de la línea L-007 Inicio simulación 0.00 seg Inicio de falla 2.00 seg Fin de falla 2.50 seg Tiempo de simulación 10.00 seg

Definir un evento de cortocircuito en la linea L-007 Falla monofasica a tierra. Definimos un evento de cortocircuito en la linea L-007 Despeje de la falla Definimos un evento de apertura interruptores linea L-007


Calculo de condiciones iniciales Inicio de simulación


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7.2.6

Modulo I

Página 71 / 79

Evento 6: Falla trifásica en L-007, despeje de falla y apertura interruptor

Evento 6

Falla trifásica al 50% de la línea L-007 Inicio simulación 0.00 seg Inicio de falla 2.00 seg Fin de falla 2.50 seg Apertura línea 2.50 seg Tiempo de simulación 10.00 seg

Definir un evento de cortocircuito en la linea L-007 Falla trifasica a tierra. Definimos un evento de cortocircuito en la linea L-007 Despeje de la falla Definimos un evento de apertura interruptores linea L-007 Apertura Interruptor





7.3

Modulo I

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Eventos de perdida de generación en el sistema eléctrico

7.3.1

Evento 7: Salida generador GE-03

Evento 7

Perdida de generador GE-03 Inicio simulación Apertura Interruptor Tiempo de simulación

0.00 2.00 60.00

Definir un evento apertura intempestiva Salida delgenerador GE-03




seg seg seg


7.3.2

Modulo I

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Evento 8: Salida generador GE-01 y GE-02

Evento 7

Perdida de generador GE-03 Inicio simulación Apertura Interruptor Tiempo de simulación

0.00 2.00 60.00

Definir un evento apertura intempestiva Salida del generador GE-03 Salida del generador GE-04




seg seg seg


7.4

Modulo I

Página 74 / 79

Implementación de relés de mínima frecuencia 87U para rechazo de carga Implementaremos los relés de mínima frecuencia en cada una de las cargas del sistema eléctrico. En la librería del proyecto ubicar los relés de mínima frecuencia 87U Capacitor Motores

Motor 02 Mina

~ M

15

GE1-Mina

Motor 01 Mina

Motor

~ M


TR Motor Mina

TR GE Mina1

GE-6.6KV

0

0

M ~ Motor 06 Mina

M ~ Motor 07 Mina

Motor

En cada uno de los cubículos de las cargas crear un relé y direccionar un relé con la función de mínima frecuencia.

Mina Carg a 1

Mina Carg a 2

Mina Carg a 3

MINA BusMina/SE Mina 220KV




20.00 km

Gráfico Nº 32: Ubicación de los relé de frecuencia 87U

Mina Carg a 4

TR01-125MVA Mina

SE MINA-23KV

0


Modulo I

Gráfico Nº 33: Implementación de ajustes por frecuencia


Página 75 / 79


7.5

Modulo I

Página 76 / 79

Implementación de ajustes para rechazo de carga por mínima frecuencia

7.5.1

Evento 9: Falla monofásica, con re-cierre.

Evento 9

Evento compuesto 1 en el sistema eléctrico Inicio simulación 0.00 Inicio falla monofásica fase C 2.00 Fin de falla 2.10 Apertura interruptor polo C 2.10 Re-cierre Interruptor Polo C 2.30 Salida GE-03 2.50

Definir un evento de cortocircuito en la linea L-007 Falla monófasica en la fase C Definimos un evento de apertura interruptor linea L-007 Apertura Interruptor fase C Despeje de falla monofasica Re-cierre de la fase C del interruptor Definir un evento apertura intempestiva Salida delgenerador GE-03


seg seg seg seg seg seg


7.5.2

Modulo I

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Evento 10: Falla trifásica, con re-cierre exitoso y pérdida de generación

Evento 10

Evento compuesto 2 en el sistema eléctrico Inicio simulación 0.00 Inicio falla trifásica 2.00 Apertura interruptor 2.10 Fin de falla 2.10 Re-cierre Interruptor 2.30 Salida GE-03 y GE-04 2.50

seg seg seg seg seg seg

DIgSILENT

Definir un evento de cortocircuito en la linea L-007 Falla trifasica Definimos un evento de apertura interruptor linea L-007 Apertura Interruptor Despeje de falla monofasica Re-cierre del interruptor Definir un evento apertura intempestiva Salida delgenerador GE-03 y GE-04

1.0125

1.0000 Activación del esquema de rechazo de carga -Umbra -Derivada

0.9875

Primera etapa Rechazo de carga

Recuperación de la frecuencia

Segunda etapa Rechazo de carga

0.9750

Tercera etapa Rechazo de carga

0.9625

0.9500 -0.100

59.92

119.9

180.0

240.0

[s]

300.0

Gráfico Nº 34: Respuesta en frecuencia del sistema, con implementación del esquema de rechazo de carga. Ing. Rubén Américo Pahuacho Franco


7.6

Modulo I

Página 78 / 79

Puesta en marcha de un motor de media tensión En este ejemplo observaremos que impacto trae al poner en marcha un motor de 350kW de potencia.

7.6.1

Evento 11: Arranque de un motor con el sistema eléctrico

Evento 11

Arranque del motor 01 Inicio simulación Cierre interruptor Tiempo de simulación

0.00 2.00 15.00

seg seg seg

Definimos un evento de cierre interruptor Brk-M01 del motor 01

DIgSILENT

Cierre Interruptor

0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 -0.20 -0.100

2.781 Motor 01 Mina: Current, Magnitude in kA Motor 01 Mina: Current, Magnitude in kA Motor 01 Mina: Current, Magnitude in kA

5.661

8.542

11.42

[s]

14.30

2.781 M01-4.16KV : Voltage, Magnitude in p.u.

5.661

8.542

11.42

[s]

14.30

2.781 M01-4.16KV : Electrical Frequency

5.661

8.542

11.42

[s]

14.30

1.015 0.990 0.965 0.940 0.915 0.890 -0.100

1.0013 1.0009 1.0005 1.0001 0.9997 0.9993 -0.100

Gráfico Nº 35: Puesta en marcha de un motor, respuesta del sistema eléctrico.



7.6.2

Modulo I

Página 79 / 79

Evento 12: Arranque de un motor con sistema eléctrico aislado Repetir el mismo ejercicio de arranque del motor M-01, cuando esté en funcionamiento el generador de emergencia GE01-Mina en modo aislado del sistema eléctrico.

Evento 12

Arranque del motor 01 Inicio simulación Cierre interruptor Tiempo de simulación

0.00 2.00 15.00

seg seg seg

Definimos un evento de cierre interruptor Brk-M01 del motor 01

DIgSILENT

Cierre Interruptor

0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 -0.20 -0.100

1.918 Motor 01 Mina: Current, Magnitude in kA

3.937

5.955

7.973

[s]

9.992

1.918 M01-4.16KV : Voltage, Magnitude in p.u.

3.937

5.955

7.973

[s]

9.992

1.918 M01-4.16KV : Electrical Frequency

3.937

5.955

7.973

[s]

9.992

1.02 0.98 0.94 0.90 0.86 0.82 -0.100

1.18 1.14 1.10 1.06 1.02 0.98 -0.100

Gráfico Nº 36: Puesta en marcha de un motor, respuesta del sistema eléctrico aislado.


[Modulo i] Digsilent Unmsm Fiee Rev01

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