Aplicación Digsilent en SISPOT

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE ELECTRICA DEPARTAMENTO DE POTENCIA

Autor: Br. Jairo R. Hernández M. Tutor Académico: Ing. Ricardo Stephens. Tutor industrial: Ing. José Luis Moreno.

Julio, 2003

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APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EN EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA. Br. Jairo R. Hernández M.

El trabajo de grado titulado “APLICACIÓN “APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EN EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA”, presentado por Br. Jairo R. Hernández M., en cumplimiento parcial de los requisitos para optar al titulo de ingeniero electricista, fue aprobado por el siguiente jurado.

_________________________ ____ _____________________________ Prof. Ernesto Mora. (Jurado) C.I: 3.499.666.

___________________________ __ _____________________________ Prof. Miguel Montilla. (Jurado) C.I: 10.555.260.

__________________________ Prof. Ricardo Stephens (Tutor) C.I: 15.175.313.

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APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EN EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA. Br. Jairo R. Hernández M.

El trabajo de grado titulado “APLICACIÓN “APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EN EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA”, presentado por Br. Jairo R. Hernández M., en cumplimiento parcial de los requisitos para optar al titulo de ingeniero electricista, fue aprobado por el siguiente jurado.

_________________________ ____ _____________________________ Prof. Ernesto Mora. (Jurado) C.I: 3.499.666.

___________________________ __ _____________________________ Prof. Miguel Montilla. (Jurado) C.I: 10.555.260.

__________________________ Prof. Ricardo Stephens (Tutor) C.I: 15.175.313.

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APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL.

APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EN EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA.

Br. Jairo R. Hernández M.

Certifico que he leído y aprobado este trabajo especial de grado en cuanto al contenido científico y metodológico.

____________________________ ___ _______________________________ Ing. José L. Moreno. C.I: 8.023.780.

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DEDICATORIA A Dios Todopoderoso y a la Santísima Virgen Maria por iluminarme y guiarme por el buen sendero. A mis padres Elías y Corina que sin ellos nunca hubiese podido hacer realidad este sueño y culminar esta tesis con éxito. Abuelos Papagollo, Mamaria y Lucia por darme todo su apoyo y comprensión para la culminación de mi tesis. A mis Hermanos (as) amigos inseparables, por darme su ejemplo. A mis Sobrinos para que les sirva como un buen ejemplo para el futuro que les espera. A Irma mi gran amor, por ser comprensiva y darme su apoyo con todo su amor. A mis Tíos y primos por estar siempre a mi lado. Al personal de la Gerencia de Planificación de CADELA por darme toda su confianza. A la ilustre Casa de estudios La Universidad de los Andes que nunca olvidare. Y a todo aquel que me brindo su ayuda en la exitosa culminación de mi tesis y mi carrera.

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AGRADECIMIENTOS A La Universidad de los Andes en donde tuve la oportunidad de mi formación como Ingeniero Electricista. A la Empresa CADELA y todo su personal que me dieron la oportunidad de cumplir con este requisito para optar por dicho titulo. A los profesores Ricardo Stephens, Ernesto Mora y demás profesores que componen la rama académica de nuestra casa de estudios la Universidad de los Andes por brindarme todo el apoyo y conocimientos para la conclusión de mi tesis. Al Ing. José Luis Moreno y la Ing. Evelin Parra (CADELA) por darme toda la ayuda y confianza para la realización y cumplimiento de lo acometido. Al Ing. Rafael Godoy, Despacho de Carga Valera (CADAFE), por su gran colaboración. Y a todos aquellos que de una u otra manera me brindaron su apoyo y ayuda para la culminación de mi tesis. De todo corazón Dios les pague.....

128 ULA INGENIERIA ELECTRICA

INDICE GENERAL INTRODUCCIÓN. ..................................................................................................... 1 CAPITULO I...............................................................................................................4 MARCO TEÓRICO. .................................................................................................. 4 1.1 Reseña histórica del Sistema Nacional de Potencia Venezolano......................... 4 1.2 Marco Teórico...................................................................................................... 5 1.2.1 Formulación clásica del problema de Flujo de Carga.................................6 1.2.2 Clasificación de las barras...........................................................................9 1.2.2.1 Barra de Carga o Barra PQ.............................................................. 9 1.2.2.2 Barras de Voltaje controlado o Barra PV........................................ 9 1.2.2.3 Barra de Referencia o de Compensación. ....................................... 9 1.2.3 Criterio de convergencia. ............................................................................ 9 1.2.4 Métodos de Newton Raphson. .................................................................. 10 1.2.4.1 Para la barra PQ. ........................................................................... 11 1.2.4.2 Para las barras PV. ........................................................................ 12 1.2.4.3 Para la barra Oscilante..... ............................................................. 12 1.2.5 Algunas limitaciones del método de Newton Raphson.............................14 1.2.6 Formulación de problema de flujo de carga en el programa DIgSILENT Power Factory. .......................................................................................... 15 1.2.7 Solución algorítmica para resolver el problema de flujo de carga mediante el DIgSILENT...........................................................................................16 CAPITULO II ........................................................................................................... 17 MANUAL DEL PROGRAMA DIgSILENT Power Factory PARA ANALISIS DE FLUJO DE CARGA...........................................................................................17 2.1 Descripción del Programa DIgSILENT Power Factory..................................... 17 2.1.1 Apreciación General del Programa. .......................................................... 17 2.2 Descripción del Tutorial para la Inicialización del uso del Programa. .............. 18 2.2.1 Paso 0: Introducción al Proyecto Tutorial.................................................18 2.2.2 Paso 1. Creación del Sistema de Potencia:................................................22 2.3 Pasos a seguir para ejecutar la base de datos del Sistema Interconectado Nacional mediante el Programa DIgSILENT Power Factory. .......................... 34 2.3.1 Para crear un nuevo usuario y activar la versión profesional....................34 2.3.2 Para crear el archivo de trabajo.................................................................37 2.3.3 Para activar la base de datos......................................................................40 2.3.4 Como crear un nuevo Grid, un Study Case y un System Stage. ............... 42 2.3.5 Para dibujar el diagrama unifilar...............................................................46 2.4 Como agregar un nuevo parámetro a la base de datos. ...................................... 47 2.4.1 Como crear una Nueva Barra....................................................................49 2.4.2 Como crear una nueva línea......................................................................50 2.4.3 Como crear una nueva Carga. ................................................................... 54 2.4.4 Como crear un transformador. .................................................................. 55 2.4.5 Como crear un Generador.........................................................................57 CADELA


2.4.6 Para calcular los parámetros de secuencia de una línea............................58 2.4.7 Para crear un equivalente Shunt para compensación de carga reactiva....62 2.4.8 Para cambiar los valores de carga, generación, shunt y cualquier otro parámetro que exista en la base de datos. ................................................. 63 2.5 Para visualizar la ventana de entrada Input........................................................ 66 2.5.1 El comando ed sh. ..................................................................................... 67 2.5.2 Comando ed ldf.........................................................................................69 2.5.3 Comando ed shc. ....................................................................................... 69 2.6 Para ver la ventana de salida. ............................................................................. 71 2.7 Para cambiar los parámetros de los cuadros de resultados del diagrama unifilar................................................................................................................73 2.8 Recomendación para estudios mas avanzados con el Programa........................ 75 CAPITULO III..........................................................................................................77

ANÁLISIS DEL SISTEMA OCCIDENTAL DE POTENCIA 115KV................77 3.1 Descripción del Sistema Occidental de Potencia 115 KV. ................................ 77 3.2 Análisis del Sistema Occidental de Potencia bajo condiciones de Generación total.....................................................................................................................78 3.2.1 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora de más bajo consumo 3am. ........................................................................................... 79 3.2.2 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora pico. .............84 3.3 Análisis del Sistema Occidental de potencia con solo tres Generadores en Planta Páez........ ............................................................................................................ 91 3.3.1 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora de más bajo consumo 3am. ........................................................................................... 92 3.3.2 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora pico. .............96 3.4 Análisis del sistema de potencia con la interconexión con Colombia. ............ 101 3.5 Análisis General del Sistema Occidental de Potencia. .................................... 101 CAPITULO IV ........................................................................................................ 103 PROPUESTAS PARA EL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA OCCIDENTAL DE POTENCIA 115KV UTILIZANDO EL PROGRAMA................................103 4.1 Propuestas para el mejoramiento del sistema Occidental de Potencia 115KV..............................................................................................................103 4.1.1 Creación de una Subestación en Misoa 230KV para alimentar a la Subestación Buena Vista 230KV con dos líneas de transmisión y eliminar la línea Morochas Buena Vista. .............................................................. 104 4.1.1.1 Análisis con dos máquinas en Planta Páez.................................. 104 4.1.1.2 Análisis con tres máquinas en Planta Páez. ................................ 107 4.1.1.3 Análisis con todas la máquinas en Planta Páez........................... 109 4.1.2 Creación de una línea en 230KV desde la subestación Acarigua y hasta la barra Barinas IV 230KV. ........................................................................ 111 4.1.2.1 Análisis con dos máquinas en Planta Páez.................................. 111 4.1.2.2 Análisis con tres máquinas en Planta Páez. ................................ 114 4.1.2.3 Análisis con todas las máquinas en Planta Páez. ........................ 116 CADELA


4.1.3 Interconexión de las dos propuestas anteriores con el sistema occidental de potencia. .................................................................................................. 118 4.2 Observaciones generales de los tres casos. ...................................................... 120 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................................................122 5.1 Conclusiones. ................................................................................................... 122 5.2 Recomendaciones para el manejo y uso del programa y para las mejoras del sistema Occidental de Potencia 115KV. .......................................................... 123 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS..................................................................124 ANEXOS. ...........................................................................................................125

CADELA


INDICE DE TABLAS. Tabla 3.1. Valores de intercambio de potencia...........................................................77 Tabla 3.2. Condiciones de Generación. ...................................................................... 78 Tabla 3.3. Condiciones de Carga. ............................................................................... 79 Tabla 3.4. Niveles de tensión en las barras.................................................................80 Tabla 3.5. Barra por debajo del nivel mínimo. ........................................................... 81 Tabla 3.6. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. ........................ 81 Tabla 3.7. Flujo de potencia a través de las líneas de transmisión..............................82 Tabla 3.8. Flujo de carga a través de los transformadores..........................................84 Tabla 3.9. Niveles de tensión en las barras mayor o igual que 0.9pu......................... 85 Tabla 3.10. Niveles de tensión en las barras menor que 0.9pu...................................86 Tabla 3.11. Diferencia entre barras a las dos horas seleccionadas..............................87 Tabla 3.12. Diferencia entre los valores de carga. ...................................................... 88 Tabla 3.13. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. ..................... 88 Tabla 3.14. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. ........................... 89 Tabla 3.15. Flujo de potencia a través de los transformadores. .................................. 91 Tabla 3.16. Condiciones de generación con tres máquinas. ....................................... 91 Tabla 3.17. Niveles de tensión en la hora de más bajo consumo................................92 Tabla 3.18. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. ...................... 93 Tabla 3.19. Flujo de potencia a través de las líneas de transmisión............................94 Tabla 3.20. flujo de potencia a través de los transformadores....................................95 Tabla 3.21. Niveles de tensión por encima de 0.9pu. ................................................. 96 Tabla 3.22. Niveles de tensión por debajo de 0.9pu. ................................................. 97 Tabla 3.23. Diferencia de voltajes en las dos horas. ................................................... 98 Tabla 3.24. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. ...................... 99 Tabla 3.25. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. ........................... 99 Tabla 3.26. flujo de carga a través de los transformadores.......................................101 Tabla 4.1. Niveles de tensión en las barras...............................................................105 Tabla 4.2. Diferencia de los niveles de tensión.........................................................106 Tabla 4.3. Resumen total de área. ............................................................................. 107 Tabla 4.4. Niveles de tensión en las barras...............................................................108 Tabla 4.5. Resumen total de área. ............................................................................. 109 Tabla 4.6. Niveles de tensión en las barras...............................................................109 Tabla 4.7. Resumen total de área. ............................................................................. 110 Tabla 4.8. Niveles de tensión en las barras...............................................................112 Tabla 4.9. Diferencia entre los niveles de tensión. ................................................... 113 Tabla 4.10. Resumen total de área. ........................................................................... 114 Tabla 4.11. Niveles de tensión en las barras.............................................................115 Tabla 4.12. Resumen total de área. ........................................................................... 116 Tabla 4.13. Niveles de tensión en las barras.............................................................117 Tabla 4.14. Resumen total de área. ........................................................................... 118 Tabla 4.15. Niveles de tensión en las barras.............................................................119 Tabla 4.16. Resumen total de área. ........................................................................... 120 CADELA


INDICE DE FIGURAS. Figura 1.1. Balance de potencia en la barra i – ésima...................................................7 Figura 2.1. Ejemplo de una carpeta activa “USER”. ................................................. 19 Figura 2.2. Ventana del comando ComNew...............................................................19 Figura 2.3. Ventana de la rejilla “Grid”...................................................................... 20 Figura 2.4. Ventana del área de trabajo después de la creación de un nuevo proyecto. ..............................................................................................................................21 Figura 2.5. Ventana para crear un Study Case............................................................22 Figura 2.6. Barra redimensionada. .............................................................................. 25 Figura 2.7. Tres barras y dos transformadores............................................................26 Figura 2.8. Posición de los Símbolos..........................................................................27 Figura 2.9. Ventana para editar las barras...................................................................28 Figura 2.10. Selección del tipo de barra......................................................................30 Figura 2.11. Ventana de opciones para el flujo de carga. ........................................... 32 Figura 2.12. Resultados del cálculo de flujo de carga.................................................34 Figura 2.13. Ventana de dialogo de inicio del Programa........................................... 35 Figura 2.14. Ventana para activar la licencia..............................................................36 Figura 2.15. Ventana para seleccionar donde se instala el Programa. ........................ 37 Figura 2.16. Ventana de la pantalla de inicio..............................................................38 Figura 2.17. Para abrir la nueva base de datos............................................................38 Figura 2.18. Ventana para la selección del usuario.....................................................39 Figura 2.19. Ventana de selección de la base de datos. .............................................. 40 Figura 2.20. Ventana para activar la base de datos.....................................................40 Figura 2.21. Ventana con la base de datos activada....................................................41 Figura 2.22. Ventana de trabajo. ................................................................................. 42 Figura 2.23. Ventana para activar y desactivar el Study Case....................................43 Figura 2.24. Ventana para crear el nuevo Grid, Study Case y System Stage. ............43 Figura 2.25. Ventana para definir el nombre del nuevo Grid. .................................... 44 Figura 2.26. Ventana para escoger en donde se quiere crear el nuevo Grid...............44 Figura 2.27. Ventana del nuevo Study Case. .............................................................. 45 Figura 2.28. Ventana para crear el nuevo System Stage.............................................45 Figura 2.29. Ventana para activar el nuevo System Stage..........................................46 Figura 2.30. Ventana de activación Drag & Drop. ..................................................... 47 Figura 2.31. Ventana para crear un nuevo objeto. ...................................................... 48 Figura 2.32. Ventana para escoger el nuevo elemento a crear....................................48 Figura 2.33. Ventana para introducir los datos de la barra. ........................................ 49 Figura 2.34. Ventana para definir un cubicle..............................................................50 Figura 2.35. Ventana para introducir los datos nominales de la línea. ....................... 51 Figura 2.36. Ventana para escoger el tipo de línea. .................................................... 52 Figura 2.37. Ventana para introducir los datos nominales de la línea. ....................... 53 Figura 2.38. Ventana para introducir los datos nominales de la carga. ...................... 54 Figura 2.39. Ventana para introducir el nombre del transformador............................56 Figura 2.40. Ventana para definir el generador...........................................................57 Figura 2.41. Ventana en donde se especifican los parámetros del generador.............58 Figura 2.42. Ventana para introducir los parámetros básicos del conductor. ............. 59 CADELA


Figura 2.43. Ventana para definir una torre................................................................ 60 Figura 2.44. Ventana para introducir la geometría de la torre. ................................... 61 Figura 2.45. Ventana para crear el circuito para compensación Shunt.......................62 Figura 2.46. Icono para selección del parámetro a variar. .......................................... 63 Figura 2.47. Ventana de parámetros a cambiar...........................................................64 Figura 2.48. Ventana con todas las cargas del Sistema Nacional. .............................. 64 Figura 2.49. Selección de los valores a cambiar......................................................... 65 Figura 2.50. Ventana para escribir el nuevo valor que se requiere.............................65 Figura 2.51. Ventana de selección del parámetro a modificar....................................66 Figura 2.52. Ventana para visualizar la ventanilla Input. ........................................... 67 Figura 2.53. Ventana para escoger el tipo de análisis en la ventana de salida............68 Figura 2.54. Icono para realizar el calculo de flujo de carga. ..................................... 68 Figura 2.55. Ventana para el calculo de corto circuito. .............................................. 70 Figura 2.56. Ventana para mostrar el reporte de la zona calculada. ........................... 71 Figura 2.57. Ventana de salida minimizada................................................................72 Figura 2.58. Icono para maximizar la ventana de salida.............................................72 Figura 2.59. Ventana de salida maximizada. .............................................................. 72 Figura 2.60. Ventana para escoger las unidades de los resultados..............................74 Figura 2.61. Ventana para escoger la unidad en que se quieren ver los resultados. ...75 Figura 2.62. Unidades que se pueden visualizar.........................................................75

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RESUMEN.

APLICACIÓN DEL SOFTWARE DIgSILENT EL ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA.

El presente trabajo de grado, trata de la aplicación del Software DIgSILENT Power Factory versión 12.1, en el análisis del Sistema de Potencia Occidental de Venezuela a nivel de transmisión 115KV, así como también la elaboración de un manual introductorio para el aprendizaje y fácil manejo para el uso del Software. Se hacen simulaciones del sistema de potencia Occidental, primero como actualmente se encuentra en funcionamiento y luego se hace una proyección de la demanda para simular unas propuestas de expansión del sistema de potencia para verificar si mejora su perfil de voltaje y constatar la eficacia del programa.

DESCRIPTORES. Sistemas de Energía Eléctrica – Análisis

Cota: * TK 1001 H 47

INTRODUCCIÓN. La solución de los sistemas eléctricos de potencia, en régimen de estado permanente trifásico balanceado de corriente alterna, es de principal importancia para la planificación y operación de estos sistemas. En general, el problema a resolver, consiste en determinar el perfil de voltaje del sistema de potencia, es decir, el calculo de las tensiones asociadas a las diferentes barras a lo largo del mismo, la distribución de potencia activa y reactiva en los diferentes circuitos de transmisión y distribución del sistema para evaluar las perdidas y el nivel de utilización de dichos circuitos, proponer y planificar cambios en un sistema existente, tales como: Ø Nuevos Ø

Estimación del crecimiento de la demanda.

Ø Nuevas Ø

sitios de generación. localizaciones de líneas de transmisión.

Evaluación de contingencias en el sistema.

Es decir, la evaluación del sistema para diferentes condiciones de operación. Este problema es conocido como Análisis de Flujo de Carga y en su formulación básica, se considera la red de transmisión como lineal, balanceada y representada por parámetros concentrados. Bajo tales hipótesis pareciera que la utilización de cualquiera de los métodos de análisis convencionales de nodos y mallas, para calcular corrientes o voltajes de interés a partir de un sistema lineal de ecuaciones complejas será suficiente para resolver el problema planteado. Sin embargo, este procedimiento directo no es factible ya que las cargas son representadas por potencias complejas y no como impedancias. Además, el generador no se puede representar como una fuente de voltaje convencional en el sentido de análisis de circuitos, sino que se representa mas bien como una fuente de potencia. Como se trata de un sistema trifásico balanceado, solamente es necesario resolver el circuito monofásico, referido a la estrella equivalente, el cual generalmente es conocido como el circuito de secuencia positiva y su solución practica es particularmente del dominio exclusivo de los computadores digitales.


En general, el problema básicamente consiste en formular un conjunto de ecuaciones algebraicas no-lineales, a partir del método de la matriz de admitancias, el cual debe ser resuelto por medio de técnicas del análisis mínimo. En el método clásico de flujo de carga, este problema es resuelto por medio de la aplicación de la técnica de Newton Raphson, la cual presenta una rata de alta convergencia, resultando un algoritmo apropiado para el desarrollo de programas digitales comerciales, aplicados al análisis de flujo de carga, siendo el DIgSILENT Power Factory 12.1 uno de los mas usados a nivel mundial. En el programa DIgSILENT Power Factory, el problema de flujo de carga es formulado de manera diferente. En este caso, se obtienen dos conjuntos de ecuaciones no-lineales. El primero representa la ley de Kirchoff, mientras que en el segundo se definen las características de cada uno de los elementos del sistema de potencia. Como estas ecuaciones son no-lineales, se resuelve al igual que en le algoritmo clásico, numéricamente por medio del método no-desacoplado de Newton Raphson. La solución del flujo de carga es esencial para la evaluación continua del sistema de potencia. Escenarios alternativos son analizados utilizando numerosos flujos de carga para condiciones normales y de emergencia. Las diferentes restricciones en los elementos del sistema de potencia (Tales como capacidad limite de los generadores, limites en los cambiadores de toma de los transformadores, limites térmicos en las líneas de transmisión,...etc.) pueden ser considerados en cada caso. En el presente trabajo se realizo un estudio de flujo de carga del Sistema Occidental de Potencia de Venezuela, para la empresa CADELA, utilizando el programa DIgSILENT Power Factory antes descrito, para diferentes condiciones de operación. El estudio tuvo como objetivo el análisis del sistema actual y a partir de este se simularon diferentes alternativas de interconexión, para mejorar el estado de operación del sistema, las cuales fueron propuestas en común acuerdo con el cuerpo de ingenieros de la Gerencia de planificación de la empresa CADELA.

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Otro de los objetivos del trabajo consistió en la realización de un manual de usuario del programa DIgSILENT Power Factory, para la aplicación de la función de flujo de carga del programa antes mencionado.

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CAPITULO I MARCO TEÓRICO. 1.1

Reseña histórica del Sistema Nacional de Potencia Venezolano. La historia de la electrificación en Venezuela se inicia en el año 1888, cuando de instaló en Maracaibo el primer sistema regular de alumbrado publico. Un año después, Valencia pasa a ser la segunda ciudad del país en disfrutar de este tipo de servicio. Para 1946, año de la creación de la Corporación Venezolana de Fomento (CVF), el sistema eléctrico venezolano se encontraba fraccionado, evidenciando la necesidad de emprender de inmediato un estudio a fondo de las posibilidades y potencialidades del sector. En 1958 se creo la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), como parte de un esfuerzo de la CVF para racionalizar la administración y la operación de las 15 empresas dependientes del Estado que estaban repartidas por todo el país. Durante sus primeros 30 años, CADAFE obtuvo logros importantes y desarrolló una infraestructura en la generación, transmisión y distribución que permitió alcanzar un alto grado de electrificación del territorio. La industria eléctrica venezolana cuenta con una capacidad nominal instalada de 20,323 MW de los cuales el 65% lo constituyen en plantas hidroeléctricas ubicadas en Guayana y en los Andes. El resto lo constituyen las centrales termoeléctricas con turbinas a vapor y a gas, así como centrales diessel. Las principales plantas eléctricas, tanto térmicas como hidroeléctricas, están interconectadas mediante un sistema de líneas de transmisión y subestaciones que operan a 765, 400 y 230 KV. De las subestaciones se desprenden líneas a 138, 115, 69, 34.5 y 13.8 KV que alimentan a mas de 3500 centros poblados donde habita el 95% de la población del país.


Sin embargo, la necesidad de aumentar significativamente la productividad, agilizar la toma de decisiones, acercarse al suscriptor y mantener su perfil de empresa líder en el sector eléctrico para beneficio de la provincia venezolana, llevo a la compañía a replantear su estructura organizacional, por lo que a principio de la década de los noventa inició una reorganización, descentralización y reorganización con la finalidad de adecuarse a las nuevas realidades nacionales para lograr mayor eficiencia operativa y la prestación de un mejor servicio. De este proceso surgieron las siguientes empresas regionales de distribución y comercialización: Ø

Compañía Anónima Electricidad de los Andes (CADELA).

Ø

Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO).

Ø

Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE).

Ø

Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE).

Posteriormente, en octubre de 1998, se creo el Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro (SEMDA) convirtiéndose en la quinta filial de CADAFE. En la actualidad existen 13 empresas de servicio eléctrico, de las cuales 8 son de capital privado y 5 de capital público. En este trabajo, se hace referencia a la filial que contempla la región de Los Andes, es decir, CADELA; Su área de influencia comprende los estados Mérida, Trujillo, Táchira y Barinas Atiende una demanda máxima de 752.6 MVA, representada por 520,084 suscriptores a través de 56 sub-estaciones.

1.2

Marco Teórico. El problema de flujo de carga comprende el cálculo de los flujos de potencia y las tensiones de un sistema de potencia para condiciones normales de operación y de emergencia. La solución del flujo de carga permite una evaluación continua del sistema de potencia en las etapas de planificación y operación. Así, diferentes escenarios

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pueden ser analizados resolviendo numerosos flujos de carga, como se mencionó anteriormente, para diversas condiciones. Todas las restricciones especificadas en los diferentes elementos de un sistema de potencia (Tales como límite de la capacidad de los generadores, límite en el cambio de tomas de los Transformadores, límite térmico de las líneas de transmisión, etc.) pueden ser consideradas en cada caso. Para su solución se utiliza programas comerciales basados en su mayoría, en el algoritmo no desacoplado de Newton Raphson, el cual presenta excelentes características de convergencia. Entre estos programas se encuentra el DIgSILENT Power

Factory ampliamente utilizados a nivel mundial. En la siguiente sección se presenta la formulación clásica del método y se describe a groso modo el programa DIgSILENT Power Factory haciendo particular referencia de solución del problema del flujo de carga al algoritmo de solución adoptado por este programa.

1.2.1 Formulación clásica del problema de Flujo de Carga. En la aplicación del método de la matriz de admitancia, aplicado a las redes de potencia, la referencia para las magnitudes y los ángulos de los voltajes son respectivamente tierra y el ángulo de una de las barras, el cual normalmente se fija en cero. Una corriente de nodo, representa la corriente neta inyectada a la red en una barra dada, desde una fuente o carga externa a la red. A partir de esta definición, una corriente entrando a la red desde una fuente, es positiva en signo, mientras que una corriente saliendo de la red, a la carga, es negativa y en consecuencia la corriente neta inyectada es la suma algebraica de esas. De la misma manera se podrá hacer referencia a la potencia neta inyectada en un nodo o barra. Así, de la barra mostrada en la figura 1.1 se obtiene el siguiente balance de potencia: S i = P i + jQi = ( P Gi − P Di ) + j (QGi − Q Di ) = S Ti = P Ti + jQTi

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(1.1)


TRANSMISION sTi=PTi+jQ Ti

P Li Q Li

P Li Q Li

Figura 1.1. Balance de potencia en la barra i – ésima.

Donde: Si = Potencia neta inyectada en la barra i-ésima. P i = Potencia activa neta inyectada. Qi = Potencia reactiva neta inyectada. P Gi = Potencia activa generada. QGi = Potencia reactiva generada. P Di = Potencia activa absorbida por la carga. Q Di = Potencia reactiva absorbida por la carga.

STi = Potencia compleja transmitida desde la barra i - ésima.

Debido a que las cargas, generalmente son representadas por una potencia activa y reactiva constante, las corrientes inyectadas son determinadas en términos de la potencia neta inyectada en las barras del sistema, resultando un conjunto de ecuaciones no-lineales, el cual se puede formular en el modelo matemático: *

I i =

S i

*

V i

=

∑ Y ik × V k

(1.2)

Donde: I i = Corriente neta inyectada en la barra i – ésima. Si = Potencia neta inyectada en la barra i – ésima.

CADELA


V i = Voltaje de la barra i – ésima. V k = Voltaje de la barra k – ésima. Y ik = Elemento de la matriz de admitancia.

Luego a partir de la ecuación (1.2) se puede escribir, para el conjunto de ecuaciones: *

n

*

S i = V i × ∑ Y ik × V k

(1.3)

k =1

En forma polar se tiene: n

*

S i = V i ∠(−ϕ i ) ⋅ ∑ Y ik ⋅ V k ∠(ϕ k )

(1.4)

k =1

*

n

n

n

k =1

k =1

k =1

S i = V i ⋅ ∑ Y ik ⋅ V k ∠(ϕ k − ϕ i ) = V i ⋅ ∑ Y ik ⋅ V k ∠(ϕ k i ) = V i ⋅ ∑ Y ik ⋅ V k ∠(−ϕ k i )

(1.5)

Igualando la parte real y la parte imaginaria en la ecuación (1.5), las potencias activas y reactivas se pueden desacoplar en la forma siguiente: n

2

P = V i × Gik + V i .∑ (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k sp

(1.6)

k =1 k ≠i n

Q sp = −V i 2 × Bik + V i .∑ (Gik senθ ik − Bik cos θ ik ).V k

(1.7)

k =1 k ≠ i

Donde: Y = Gik + jBik θ ik = θ i − θ k

cosθ ik = cosθ ki

(1.8)

− senθ ik = senθ ki

El sistema de ecuaciones no-lineales obtenido anteriormente se puede resolver por medio del método iterativo de Newton Raphson no desacoplado, el cual presenta buenas características de convergencia.

CADELA


1.2.2 Clasificación de las barras. Para la formulación clásica del problema del flujo de carga por medio de Newton Raphson, las diferentes barras de un sistema de potencia se clasifican en:

1.2.2.1 Barra de Carga o Barra PQ. Parámetros especificados: P i sp y Qi sp sp sp sp sp sp sp S sp = ( P + jQi i gi − P Di ) + j (Q gi − Q Di ) = P i

(1.9)

Parámetros desconocidos V i y θi

1.2.2.2 Barras de Voltaje controlado o Barra PV. Parámetros especificados: P i sp y V i sp sp sp . i* ) P i sp = ( P gi − P Di ) = RE (V i I

(1.10)

Parámetros desconocidos Qi y θi

1.2.2.3 Barra de Referencia o de Compensación. Parámetros especificados: θi sp y V i sp Parámetros desconocidos Qi y P i Esta barra permite compensar las pérdidas de potencia activa y reactiva en el sistema, las cuales son desconocidas en la etapa previa a la solución del problema.

1.2.3 Criterio de convergencia. Se calculan los errores en las potencias complejas en cada barra: *

sp

n

*

*

(1.11)

∑ (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k

(1.12)

sp

sp

∆ S i = S i − V i . I i = P i + jQi − V i

∑ Y k .V k i =1

En forma desacoplada, se obtiene: n

sp

∆ P i = P i − V i .

k =1 n

∆Qi =

Q sp i

∑ (Gik senθ ik + Bik cosθ ik ).V k

− V i .

k =1

En general, como criterio de convergencia se aplica:

CADELA

(1.13)

10

ULA INGENIERIA ELECTRICA

∆ Pi ≤ ε (10 −3 ) Para las barras PQ y PV. ∆Qi ≤ ε (10 −3 ) Para las barras PQ. Donde ε representa la tolerancia, para la cual se utiliza un valor de 10 . -3

1.2.4 Métodos de Newton Raphson.

El uso del algoritmo del método de Newton Raphson en la solución de las ecuaciones de flujo de carga, es necesario escribir estas ecuaciones, de la forma siguiente: F ( X ) = B

G ( X ) = F ( X ) −B

o

=0

(1.14)

La forma conveniente y mas usada es la representada en las ecuaciones (1.6) y (1.7), en las cuales la potencia activa y reactiva neta inyectada en las barras del sistema, son expresadas en forma desacopladas en función del ángulo y la magnitud de las tensiones en las barras, es decir: Pi

sp

Qi sp

= Pi (θ ,V )

(1.15)

= Qi (θ ,V )

(1.16)

donde θ y V representan los vectores correspondientes a los ángulos y las magnitudes de las tensiones en las barras. El conjunto de ecuaciones no-lineales (1.15) y (1.16), pueden ser linealizadas al punto de operación y expresado como un sistema de ecuaciones lineales en diferencias finitas, tal como se muestra a continuación:

∆ Pi =

∑ ∂∂ P ∆ n

i

k =1

∆Qi =

θ k

θ k

∑ ∂∂Q ∆ k =1

Donde

θ k

∆ Pi

y

∑ ∂∂V P ∆V i

k

(1.17)

(1.18)

k

n

i

+

θ k

+

∑ ∂∂V Q ∆V

∆Qi en

i

k

k

las ecuaciones anteriores físicamente representan la

diferencia entre el valor especificado de Pi y Qi y sus valores calculados, es decir, los errores en las potencias activa y reactiva en las diferentes barras del sistema de potencia. CADELA

11


El número de ecuaciones depende del tipo de barra en donde ellas sean aplicadas. Así, en las barras de carga donde la potencia activa y la reactiva son especificadas, resultan dos ecuaciones, en las barras de generación, en donde la potencia reactiva no es especificada, resulta solamente una ecuación en términos de

Pi , mientras que en la barra de

compensación o de referencia, en donde el ángulo y la magnitud de la tensión son los parámetros especificados, ninguna ecuación es requerida. Por lo tanto, el numero total de ecuaciones se determina a partir de: No. Ecuaciones = 2 × n − 1 − g

(1.19)

Donde: n = Numero total de barras. g = Numero total de barras de generación. Las ecuaciones anteriores son lineales y pueden ser expresadas en la forma matricial siguiente:

  ∆ P   ∆Q =     

J

 . ∆θ   ∆V  

(1.20)

Donde:

 ∆ P  ∆Q = Vector error.    ∆θ  ∆V  = Vector corrección.      J  = Matriz Jacobiana.     Los errores de potencia en las diferentes barras del sistema, pueden ser determinados a partir de: 1.2.4.1 Para la barra PQ. n

∑ (G

∆ Pi = Pi − V i . sp

ik

cosθ ik

k =1

CADELA

+ Bik senθ ik )V . k

(1.21)

12


∆Qi =

n

Qi sp

∑

− V i . (Gik senθ ik − Bik cosθ ik )V . k

(1.22)

k =1

1.2.4.2 Para las barras PV. n

∑ (G

∆ Pi = Pi sp − V i .

ik

cosθ ik

+ Bik senθ ik ).V k

(1.23)

k =1

1.2.4.3 Para la barra Oscilante.

No es requerida ninguna ecuación. La ecuación (1.20) también se puede escribir como:

 ∆ P   H ∆Q =  J   

N '  ∆θ  .  L'  ∆V 

(1.24)

Los elementos de cada una de las submatrices en que ha sido dividida la matriz Jacobiana son:

∂ Pi = −Qi sp − V i 2 ×B ii ∂θ i ∂ P = i = V i (Gik senθ ik − Bik cosθ ik ).V k ∂θ k

=

H ii H ik

n ∂ Pi N 'ii = = 2.V i × Gii + (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k ∂V i k =1

∑ k ≠i

N ' ik

=

∂ Pi = V i (Gik cosθ ik + Bik sen θ ik ) ∂V k

J ii

=

∂Qi = Pi sp − V i 2 ×G ii ∂θ i

J ik

=

∂Qi = −V i (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k = −N ik ∂θ k

n ∂Qi L'ii = = −2.V i × Bii + (Gik senθ ik − Bik cosθ ik ).V k ∂V i k =1

∑ k ≠ i

L' ik

=

∂Qi = V i (Gik senθ ik − Bik co θ ik ) ∂V k

(1.25)

Para obtener una matriz jacobiana más simple y simétrica, conservando la misma identidad, los términos N’ y L’ se deben multiplicar por la CADELA

13


magnitud del voltaje y las correcciones de la magnitud de los voltajes divididos por el mismo factor, es decir:

∂ P ∂ P ∆V ∆V .∆V = N '.∆V = V . = N . ∂V ∂V V V ∂Q ∂Q ∆V ∆V = L. .∆V = L'.∆V = V . ∂V ∂V V V

(1.26)

Así los nuevos términos N y L son determinados a partir de: N ii

n ∂ Pi = 2.V i 2 × Gii + V i . (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k = Pi sp + V i 2 ×G ii ∂V i k =1

∑

= V i

k ≠ i

N ik

Lii

= V k

= V i

∂ Pi = V i (Gik cosθ ik + Bik senθ ik ).V k ∂V k

n ∂Qi = −2.V i 2 × Bii + V i . (Gik senθ ik − Bik cosθ ik ).V k = Qi sp − V i 2 ×B ii ∂V i k =1

∑ k ≠ i

Lik

= V k

∂Qi = V i (Gik senθ ik − Bik coθ ik ).V k = H ik ∂V k

(1.27)

Las correcciones son representadas ahora por las variables

∆θ

y

∆V/V

y

por lo tanto se puede escribir la ecuación (1.24) como:

 ∆ P   H ∆Q =  J   

N   ∆θ  . ∆V  L    V 

(1.28)

Las ecuaciones anteriores pueden ser utilizadas para determinar en forma iterativa, el voltaje complejo en las diferentes barras de un sistema de potencia a partir de un conjunto arbitrarios de valores iniciales. Para la barra de referencia o de compensación el voltaje complejo es conocido. Para todas las barras de carga ∆ Pi y ∆Qi son calculados. En las barras de generación, la potencia reactiva Qi, no es especificada pero sus límites son conocidos. Si el valor calculado permanece dentro de sus límites, solamente ∆ Pi es calculado. En caso se superar el límite correspondiente se asume como el valor especificado y

∆Qi

es entonces, calculado

restando al valor limite el valor de Qi calculado. Así, si en la iteración n – CADELA

14


n

n

ésima del proceso iterativo, θ y V representan una buena aproximación a la solución exacta,

θ

*

*

y V una mejor aproximación podrá ser obtenida

en la iteración n+1 a partir de: Barras PQ.

= θ n + ∆θ n+1 n +1 +  V n 1 = V n  1 + (∆V V )   

θ

n +1

(1.29)

Barras PV. θ

n +1

= θ n + ∆θ n +1

Donde

n +1 θi

∆

(1.30)

∆V ) + ( V y representan las correcciones de los ángulos y la n 1

magnitud de voltaje. 1.2.5 Algunas limitaciones del método de Newton Raphson.

Algunas limitaciones se presentan en el proceso iterativo de Newton Raphson, los elementos de la matriz jacobiana representados por un gran numero de derivadas parciales deben ser calculados y almacenados, representando por lo tanto un requerimiento alto de almacenamiento. Como esta matriz tiene una estructura rala similar a la matriz de admitancia, un gran numero de estos elementos son nulos, los cuales ocupan espacios importantes de memoria del computador digital y su manipulación

practica

también

consume

tiempo

de

computación

altamente costoso. La implementación práctica del método de Newton Raphson requiere de una gran destreza en la programación, debiendo evitar el almacenamiento de los elementos nulos y la generación, durante el proceso de calculo de nuevos elementos no nulos. En consecuencia, cualquier programa basado en el método de Newton Raphson deberá considerar los elementos discutidos anteriormente e incluir características tales como almacenamiento compacto de la matriz Jacobiana (almacenamiento solamente de los elementos no nulos) y

CADELA

15


esquemas de ordenamiento optimo de las barras del sistema para minimizar la generación de nuevos elementos no nulos durante el proceso de eliminación. 1.2.6 Formulación del problema de flujo de carga en el programa DIgSILENT Power Factory.

En el DIgSILENT Power Factory el problema del flujo de carga es formulado en forma diferente. En este caso, en lugar de definir características particulares para cada barra del sistema (PV, PQ Slack), se utiliza control de voltaje, balance de potencia, control de frecuencia, etc. mediante la aplicación de diferentes controles al sistema de potencia, los cuales podrían regular generadores, máquinas asincrónicas, cargas, etc. Por lo tanto, los parámetros normalmente especificados en las barras de un sistema de potencia, en programas clásicos de flujo de carga, podrían ser

encontrados

en

el

DIgSILENT,

en

los

datos

de

entrada

correspondientes a otros elementos del sistema de potencia. Así, las máquinas

sincrónicas,

por

ejemplo,

son

simuladas

mediante

la

especificación de una de las siguientes características de control: Ø

Factor de potencia controlado (cosϕ), potencia activa y reactiva constante (PQ).

Ø

Voltaje constante y potencia activa constante (PV).

Ø

Control secundario de la frecuencia (Slack, S L).

Además de estas características, pueden ser especificado los limites de potencia reactiva, los cuales pueden ser automáticamente considerados por el programa de acuerdo a la opción considerada. La independencia de la naturaleza de las barras en el programa DIgSILENT permite modelos mas realistas del sistema de potencia. Especialmente el hecho de no requerir la especificación de la barra de compensación (Slack), lo cual representa una situación no-real, contribuye a esto.

CADELA

16


La función de compensación en cálculos de flujo de carga, es simulada por medio de los controles, los cuales permiten balancear la carga y la generación de la potencia activa y reactiva en la red de potencia. En el programa DIgSILENT, la función de compensación es ejercida por los diferentes generadores, controladores de voltaje de barras y dispositivos de control secundario y no por una barra en particular. Un elemento de control del voltaje de una barra determinada, consiste en especificar la barra controlada y todos los generadores controlando esta barra. Además, la contribución de potencia reactiva de cada máquina a la demanda total de potencia reactiva, debe ser especificada. Máquinas asincrónicas, cargas, FACTS, cambiadores de tomas y otros elementos del sistema de potencia, son también simuladas especificando sus características funcionales de estado permanente. 1.2.7 Solución algorítmica para resolver el problema de flujo de carga mediante el DIgSILENT.

La formulación matemática del problema de flujo de carga, resulta en un conjunto de ecuaciones no-lineales de la forma:

∑

 I = 0     f (V , I , X ) = 0

(1.31)

El primer conjunto de ecuaciones representa la Ley de Corrientes de Kirchoff, mientras que el segundo conjunto de ecuaciones define las características de cada uno de los elementos del sistema de potencia. El conjunto de ecuaciones resultantes son resueltas mediante el método no-desacoplado de Newton Raphson. Como la convergencia del método depende altamente de la estimación de la solución inicial del vector (U,I,X), un método altamente sofisticado para estimar inicialmente el vector desconocido ha sido desarrollado e implementado en el DIgSILENT.

CADELA

CAPITULO II

MANUAL DEL PROGRAMA DIgSILENT Power Factory PARA ANALISIS DE FLUJO DE CARGA

2.1

Descripción del Programa DIgSILENT Power Factory. 2.1.1 Apreciación General del Programa.

DIgSILENT Power Factory, es una herramienta muy versátil y completa para el análisis de sistemas de potencia. Con este se puede hacer análisis de flujo de carga, fallos de las líneas y barras, estabilidad de los circuitos de potencia, armónicos, coordinación de protecciones, análisis de seguridad, gráficos, etc. Este Programa cuenta con un tutorial para el fácil aprendizaje y manejo, en este capitulo, se da paso a paso mediante un ejemplo practico para su aplicación en la creación de una base de datos para cualquier sistema de potencia que se quiera estudiar. Estas son unas de las funciones más importantes que maneja el paquete del Programa: Ø

Entrada al nuevo proyecto del sistema de potencia, en una prueba basada o de una manera gráfica.

Ø

Uso e impresión de los gráficos de línea.

Ø

Chequeo de los componentes de sistema de potencia.

Ø

Manejo la base de datos.

Ø

Las opciones del proyecto seleccionado.

Ø

Realización de cálculos.

Ø

Información e impresión de los resultados.

Cualquier otra función que se relaciona con estas tareas, se encuentra directamente en la ventana de la hoja principal. La interfaz del usuario de DIgSILENT es totalmente compatible con el sistema operativo de Windows 95, y comparte mucha de su funcionalidad

18


con Windows 95. Algunos ejemplos son la funcionalidad del árbol navegador de la base de datos y el uso extenso y correcto del botón del ratón. Para usuarios que no usan todavía el sistema operativo de Windows, algunas instrucciones simples se agregan. Los usuarios al Windows 95/98/NT del sistema operativo pueden obviar estos pasos de la guía del usuario. 2.2

Descripción del Tutorial para la Inicialización del uso del Programa.

El uso del tutorial nos da una gran idea y una gran ventaja para la fácil iniciación para el aprendizaje del Programa. Esta se da paso a paso en forma sencilla y representa un sistema de potencia completo para la aplicación de posteriores sistemas. 2.2.1 Paso 0: Introducción al Proyecto Tutorial.

El primer paso en la designación de un nuevo sistema de potencia es crear un proyecto. Este ofrece una estructura básica en la definición y provisión de un sistema de potencia. Junto con su plan organiza los diagramas de la línea, el tipo bibliotecas, organiza el cálculo, ordena el cálculo, etc. Aquí se describe cómo crear un nuevo proyecto y explica la mayoría de sus rasgos. La localización dónde el Tutorial Manager guarda los proyectos se llama la carpeta “USER”. Para la versión “DEMO”, ésta será la carpeta del Demo. Para una versión autorizada, la carpeta "USER'' será creada por el Administrador. La carpeta activa “USER” es marcada por un icono pequeño azul de la pantalla, figura 2.1.

CADELA

19


Figura 2.1. Ejemplo de una carpeta activa “USER”.

Para crear un nuevo proyecto en la carpeta del “USER”: Ø

Se abre en el menú principal FILE.

Ø

Se selecciona la opción NEW y aparece una ventana, en esta se debe cambiar la opción “Project” por “Tutorial”, figura 2.2.

Figura 2.2. Ventana del comando ComNew. Ø

Seleccione la opción Project con el botón izquierdo del ratón. La línea de la orden de color rojo debe leer new/prj ahora.

Ø

Entre en el nombre del proyecto como" Tutorial ''. Esté seguro de escribir este nombre correctamente. En ocasiones se nombra para los proyectos, casos de estudio u otros objetos tienen que ser entrados exactamente, aunque las mayúsculas y los espacios no son importantes. CADELA

20


Ø

Pulse “Execute” con el botón izquierdo del ratón.

Ø

Luego aparece una ventana “Grid-.ElmNet” la cual se muestra en la figura 2.3.

Figura 2.3. Ventana de la rejilla “Grid” Ø

Escriba el nombre de la Grid “Part 1 ''. De nuevo, este nombre es obligatorio, pero las mayúsculas y espacios no lo son.

Ø

Escriba la frecuencia a 50Hz. El tutorial esta diseñado para 50Hz. Esta frecuencia puede ser modificada para el caso de un sistema de potencia cualquiera.

Ø

Pulse OK.

Ø

El área de trabajo de DIgSILENT debe parecerse ahora al de la figura 2.4.

CADELA

21


Figura 2.4. Ventana del área de trabajo después de la creación de un nuevo proyecto.

En la siguiente figura, se muestra las partes del área de trabajo que son visibles: 1. La ventana de gráficos de línea vacía para dibujar el esquema. 2. La barra de herramientas gráficas en donde aparecen los componentes para armar el sistema de potencia gráficamente. 3. La barra de herramientas de gráficos con sus botones que se observan en forma horizontal y unas flechas hacia abajo que muestran más herramientas. Estas flechas sólo son visibles si no hay espacio suficiente para mostrar todos los botones. 4. La posición del cursor de los gráficos se muestra en la barra de mensajes. 5. El nombre del proyecto actualmente activo se muestra en la barra de mensajes local. CADELA

22


6. La Lista de Caso de Estudio en la barra de herramientas principal que muestra el nombre de caso del estudio actualmente activo y qué puede usarse para cambiar a otro caso del estudio. Aunque el proyecto creado puede usarse como es él, el nombre del nuevo caso del estudio normalmente se cambia a algo más original

"Study

Case''. Ø

Seleccione Edit – Study Case, en el menú principal. La ventana del Study Case se muestra en la figura 2.5.

Figura 2.5. Ventana para crear un Study Case. Ø

Cambie el nombre por “Case 1”.

Ø

Pulse OK.

El nombre en la lista de caso de estudio en el menú principal debe de haber cambiado a “Case 1” ahora. La lista de Study Case muestra el caso de estudio actualmente activo y puede usarse al seleccionar otro caso del estudio o dejar fuera de funcionamiento el caso de estudio seleccionando la línea vacía. 2.2.2 Paso 1. Creación del Sistema de Potencia:

El programa de DIgSILENT permite crear nuevos diseños de sistema de potencia. Esto se hace creando todos los co mponentes una base de datos y definiendo la topología así. El método más conveniente sin embargo, es usar los gráficos interactivos. CADELA

23


Los gráficos se usan para crear los nuevos componentes del sistema de potencia e insertarlos en la red. De esta manera, la base de datos de sistema de potencia y su gráfico integran el esquema en un análisis cualquiera. Para guardar los datos de los componentes del sistema de potencia creado, por ejemplo poner el nivel de voltaje u otros parámetros eléctricos, también pueden hacerse del gráfico, haciendo doble clic sobre los símbolos. Esto abrirá la ventana de los datos correspondientes del componente de sistema de potencia. Lo siguiente muestra todo esto en más detalle: En el paso cero, una carpeta Grid ( Part 1 ) y un Study Case se ha creado. Esto sería un paso importante para empezar el funcionamiento. Algunas carpetas adicionales se ha creado para que la Guía didáctica sea más fácil en algunas cosas. Entender el funcionamiento del Tutorial Manager, es importante para comprender el tutorial, pero siempre anulará lo que ha sido hecho y copia lo que ha sido el predefinido, por consiguiente: El Tutorial Manager destruirá que todo el usuario definió o de alteraciones hechas en el proyecto Tutorial reemplazando al usuario definido el proyecto tutorial por el predefinido correspondiente el proyecto tutorial. Anulando las pruebas y reinstalar el proyecto predefinido es exactamente lo que se quiere que haga el Tutorial Manager. Se activara a la salida y se terminara en cada Paso del Tutorial para inicializar o limpiar. Para activar al Tutorial Manager: Ø

Abra File en la lista del menú principal

Ø

Seleccione la opción Setup Tutorial. El diálogo del Tutorial Manager aparece.

Ø

Seleccione la opción Initialize Step 1

CADELA

24


Ø

Habilite la opción Check User Defined Project.

Ø

Presione Execute.

El Tutorial Manager verificará el proyecto recientemente creado para la verificación. Emitirá un mensaje de error si el Tutorial no se ha creado correctamente. El error común para este primer paso es la entrada de diferentes nombres para el tutorial, Grid o carpetas del S tudy Case. Para corregir el proyecto en caso de que aparezcan mensajes de error se hace lo siguiente: El Tutorial no se encontró: Ø

Revise Edit en el menú principal.

Ø

Seleccione la opción Project.

Ø

Cambie el nombre del Proyecto a “Tutorial”.

Ø

Pulse OK.

Ø

Comience de nuevo el Tutorial Manager.

El Tutorial Manager ha instalado las notas adicionales y ha vuelto a abrir la línea de gráfico. La pantalla en gris, ahora se cambia por la ventana en donde se puede dibujar el diagrama del sistema de potencia equivalente. Para crear las barras del sistema equivalente: Ø

Pulse con el botón izquierdo del ratón en los símbolos mostrados en la pantalla las barras (Busbar).

Ø

Use el modelo para posicionar las primeras barras, se pulsa en la superficie del dibujo con el botón izquierdo del ratón. Una barra se dibujará (en negro), y se da un nombre predefinido como B1.

Ø

Si aparece más de una sola barra, pulse el botón deshacer (

) para la

última acción e intente de nuevo. Las barras pueden moverse y pueden redimensionarse para ajustar el modelo: Ø

Seleccione el cursor (

)

CADELA

25


Ø

Seleccione una barra con el botón izquierdo. Esto marcará la barra por una línea gris espesa con dos cuadrados pequeños.

Ø

Mueva la barra pulsando el botón izquierdo en la línea gris sólida y arrastrándola hasta la nueva posición.

Ø

Para redimensionar la barra se pulsa el botón izquierdo en uno de los cuadrados negros pequeños, arrastrándolo a la izquierda o derecha , ver figura 2.6.

Ø

El cursor gráfico también para redimensionar o mover las ba rras.

Figura 2.6. Barra redimensionada. Ø

Las otras barras se crean de igual manera que la anterior.

El dibujo puede ser demasiado pequeño para posicionar las barras con precisión. Para agrandar la pantalla se hace lo siguiente: Ø

Se pulsa el botón de Zoom (

Ø

Dibuje un cuadrado alrededor de todas las barras con el botón

)

izquierdo del ratón desde la primera esquina, sujetando el botón del ratón, y arrastrando el ratón a la otra esquina. El cuadrado de la selección se hará subir verticalmente cuando el botón del ratón es liberado. Ø

Para restaurar la pantalla se pulsa el botón (

)o(

).

Para crear los elementos de barra conectando los transformadores con las barras: Ø

Pulse con el botón izquierdo del ratón en los símbolos mostrados en la pantalla los transformadores de 2 devanados.

Ø

Para dibujar el primer transformador, pulse con el botón izquierdo del ratón en la barra a la posición sugerida por el modelo y luego en la otra. El transformador se conecta ahora en barra en esa posición. CADELA

26


Ø

Use el mismo método para conectar un segundo transformador en las otras barras.

Ø

El diagrama de línea debe parecerse al de la figura 2.7

Figura 2.7. Tres barras y dos transformadores. Ø

Si aparece más de un transformador o si la conexión no se ha hecho como se quiere, pulse el botón deshacer (

) para anular el

transformador creado. El transformador puede moverse de la misma manera como las barras: Ø

Seleccione el cursor gráfico.

Ø

Pulse con el botón izquierdo en el transformador para seleccionarlo.

Ø

Sujete el botón sobre el transformador seleccionado y muévalo hasta el sitio seleccionado.

Ø

Suelte el botón del ratón.

Cuando el transformador se conecta a las barras, arrastrándolo demasiado a la izquierda o a la derecha puede crear falsas conexiones. Mueva el transformador atrás a su posición correcta. Si las conexiones estuvieran lisiadas durante el primer movimiento, pulse el botón (undo) para deshacer el movimiento. Elementos del sistema de potencia creado:

CADELA

27


Los elementos del sistema de potencia que se conectan a una barra son: los generadores, el motor, las cargas, las rejas externas (External Grid), etc. El Tutorial Grid tiene dos máquinas asíncronas: Ø

Pulse el botón de la Máquina Asincrónica en la barra de herramientas.

Ø

Conecte la primera máquina a la barra más baja con el botón izquierdo del ratón en la posición mostrada por el modelo de la figura 2.8.

Ø

Conecte la segunda máquina en la barra del medio.

Para finalizar con el Tutorial, se necesita poner el External Grid: Ø

Pulse el botón del External Grid en la barra de herramientas.

Ø

Conéctela en la barra superior del sistema de potencia.

Si el External Grid se conecta a la barra en la misma posición que el transformador,

el

símbolo

del

External

Grid

se

posiciona

automáticamente sobre la barra. Por otra parte, se pone en la posición predefinida bajo la barra.

Figura 2.8. Posición de los Símbolos.

CADELA

28


Si el símbolo de la External Grid es pegado en la posición descendente, se puede posicionar correctamente en la barra de la siguiente manera: Ø

Seleccione el cursor gráfico (

Ø

Pulse en el External Grid con el botón izquierdo del ratón.

Ø

Con el botón derecho abre una ventana en donde se escoge la opción

).

Flip At Busbar. El símbolo se gira 180 grados alrededor de la barra. Esta opción es valida también con las conexiones no-rectas. Esto concluye la creación de los elementos de sistema de potencia y la topología. Para editar todos los elementos del sistema de potencia se procede de la siguiente manera: Para editar las barras: Ø

Seleccione el cursor gráfico (

) o el cursor de datos en la barra de

herramientas. Ø

Se hace doble clic en la barra superior. Este se muestra en la figura 2.9.

Figura 2.9. Ventana para editar las barras.

Este diálogo muestra: Ø

Compagina etiquetas que se usan para entrar en el cálculo los parámetros específicos (Basic Data, Load Flow, etc.).

CADELA

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Ø

La estación a que esta barra pertenece, se abre para revisar el diálogo de esa estación.

Ø

El nombre de la barra

Ø

Type, para seleccionar el tipo de barra y las características.

Ø

Voltaje nominal

Ø

Número de la sección que no puede revisarse.

Para guardar los datos en la barra superior: Ø Ø

Name = "D1_Swab'' Se hace clic en el botón de selección (

) y se selecciona la opción

the Select Proyect. Esto abre la biblioteca de la barra en el árbol de la base de datos, y la lista de las barras, se teclea en esa biblioteca, figura 2.10. Esta biblioteca de barras se instala por el Tutorial Manager. Ø

Se selecciona la Barra 33kV.

Ø

Pulse OK.

Ø

Se escribe el voltaje nominal a 33kV. El voltaje nominal de una barra puede ser diferente del valor de su tipo. El tipo de barra seleccionada se diseña para 33kV, pero puede usarse para otros los niveles de voltaje.

Ø

Pulse OK.

CADELA

30


Figura 2.10. Selección del tipo de barra.

Para las otras dos barras se procede de la misma manera teniendo en cuenta su valor de voltaje correspondiente. Para editar los transformadores: Ø

Se hace doble clic en el transformador (T1) y se abre la ventana de la base de datos.

Ø

Name = "T1_33/11a''

Ø

Allí se muestra las barras a la cual esta conectado el transformador.

Ø

Se selecciona type = project types: TR2 20;33/11;10%. La opción Select Project Type abre automáticamente los transformadores

Ø

En la misma ventana abra el icono Load Flow para chequear el cambio de taps automático en la posición cero.

Ø

Pulse OK.

Un mensaje de error se mostrara si el lado HV y LV del transformador se han conectado mal, en tal caso: Ø

Pulse el botón Flip Connections.

Ø

Pulse de nuevo OK.

Para el otro transformador se procede de la misma manera, teniendo en cuenta la relación de transformación. CADELA

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Ø

Name = "T1_11/3.3a''

Ø

type = project types: TR2 5;11/3.3;5% .

Ø

En la misma ventana abra el icono Load Flow para chequear el cambio de taps automático en la posición cero.

Ø

Pulse OK.

Para crear la base de datos de los puertos: Para revisar la External Grid: Ø

Abra la ventana de la base de datos del External Grid.

Ø

Barra Type = "SL'' (slack).

Ø

Angle = 0.0 deg.

Ø

Voltaje en por unidad = 1.0 p.u.

Capacidad de cortocircuito: Ø

Name = "Transmission Grid''

Ø

Short Circuit Power SK'' = 10000 MVA

Ø

R/X ratio = 0.1

Ø

Pulse OK.

Para editar las máquinas asincrónicas: Para la máquina de 11KV: Ø Ø

Abra la ventana de la base de datos haciendo doble clic en la máquina. Name = "ASM1a''

Ø

type = project types: "ASM 11kV 5MVA''

Ø

Abra el icono load flow: Active Power = 4MW.

Ø

Pulse OK.

Para la máquina de 3.3kV: Ø Ø

Abra la ventana de la base de datos haciendo doble clic en la máquina. Name = "ASM1b''

Ø

type = project types: "ASM 3.3kV 2MVA''

Ø

Abra el icono load flow: Active Power = 1MW.

Ø

Pulse OK.

CADELA

32


Con todos estos datos se concluye la primera parte del tutorial para realizar el análisis del flujo de carga y los respectivos análisis. Para realizar un análisis de Flujo de Carga se hace lo siguiente: Ø

El cálculo de flujo de carga se puede hacer desde el menú principal (Calculation - Load flow...), o pulsando el botón de Flujo de Carga (

) en la barra de herramientas principal. Aquí se abrirá una ventana

como la mostrada en la figura 2.11.

Figura 2.11. Ventana de opciones para el flujo de carga.

Este diálogo ofrece varias opciones para los cálculos de flujo de carga. Para este primer análisis de flujo de carga del tutorial, verifique que las siguientes opciones son fijas: Ø

Representación de la red: "Balanced, positive sequence''.

Ø

Habilite "Automatic Model Adaptation for Convergency''. Si en todos los elementos fuesen copiados correctamente. En caso de un error, asegura la convergencia en el flujo de carga, haciendo más fácil localizar el error. La adaptación hará a los modelos matemáticos cada vez más linear hasta que una solución se encuentre.

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Ø

Desactive todas las otras opciones. La línea de orden debe leer “ldf/lev”.

Ø

Pulse el botón Execute.

El cálculo de flujo de carga se empieza ahora. Si en el sistema de potencia del tutorial fuese copiado correctamente, el siguiente mensaje deberá aparecer en la ventana de salida: Ø

DIgSI/info - Element 'Transmission Grid.ElmXnet' is local reference in separated area 'Station1\D1_Swab.StaBar'

Ø

DIgSI/info - Calculating loadflow

Ø

DIgSI/info - load flow iteration: 1

Ø

DIgSI/info - load flow iteration: 2

Ø

DIgSI/info ---------------------------------------

Ø

DIgSI/info - Loadflow converged with 2 iterations

Si un error fuese encontrado, un mensaje de error podría aparecer como el siguiente: Ø

DIgSI/err - '\User\Tutorial\Part 1\T1_11/3.3a.ElmTr2':

Ø

DIgSI/err - missing type !

El flujo de carga continua, no obstante el sistema es tan inteligente que desconecta el transformador para continuar haciendo el corrido de flujo de carga y así conseguir mas fácilmente el error cometido. Para corregir el error, se hace doble clic en el elemento y se corrige el error y de nuevo se hace el análisis de flujo de carga. La gráfica presenta los resultados del flujo de carga, como se muestra en la figura 2.12.

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Figura 2.12. Resultados del cálculo de flujo de carga.

En esta figura, la caja de ayuda que se muestra aparece si el cursor se sostiene inmóvil encima para visualizar mejor los resultados. Sobre todo cuando una parte más grande de un sistema de poder se ve, las cajas del resultado pueden ponerse difíciles de leer. La caja de ayuda puede usarse para ver mejor los resultados entonces. 2.3

Pasos a seguir para ejecutar la base de datos del Sistema Interconectado Nacional mediante el Programa DIgSILENT Power Factory.

Con la base de datos del Sistema Interconectado Nacional creado por OPSIS, y teniendo previamente el programa instalado en la versión profesional para infinitas barras se procede a ejecutarla como se indica: 2.3.1 Para crear un nuevo usuario y activar la versión profesional.

Luego de haber instalado el programa, para abrirlo se debe activar primeramente la licencia, para ello se crea un acceso directo de la licencia o por menú de inicio, en programas y luego donde esta el icono DIgSILENT Software se pulsa la opción DIgSILENT Licence Server 3.3 y luego si se abre el software. Al abrirlo se muestra una ventana con

las siguientes opciones de dialogo, figura 2.13:

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Figura 2.13. Ventana de dialogo de inicio del Programa.

.- En Log on: se pide el nombre de un nuevo usuario o si se quiere

trabajar con el tutorial como ya se explico anteriormente, se escribe como se sigue: Ø

Name: “ se escribe cualquier nombre de usuario”.

Ø

Password: “se escribe la calve de seguridad en caso de tener una

clave”. Ø

Language: “ se deja en ingles”.

.- En licence: en esta opción se selecciona el icono siguiente en Licence

Key, figura 2.14:

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Figura 2.14. Ventana para activar la licencia. Ø

In net work.

Ø

Luego el serial, que para nuestro caso es: 97800642.

Ø

En la opción license server se selecciona para activarlo con la licencia, en esta opción aparece al final de la ventanilla un recuadro con puntos suspensivos, se pulsa y se busca la license server que se encuentra dentro del archivo del programa, se selecciona y luego Run, se pulsa aceptar y aparece en la ventanilla:

Working Directory: C:\DIGSILENT\LICENCE SERVER\RUN. .- En network: se selecciona en la opción DIgSILENT is installed, figura

2.15:

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Figura 2.15. Ventana para seleccionar donde se instala el Programa. Ø

On local machine porque este tipo de llave es para trabajar en una máquina local.

Luego de haber seleccionado todas estas opciones se pulsa OK. Para el caso en curso se creo un nuevo usuario con el nombre Planificación. 2.3.2 Para crear el archivo de trabajo.

Al abrir el programa se mostrara una ventana como la que se muestra en la figura 2.16.

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Figura 2.16. Ventana de la pantalla de inicio.

Se pulsa en File para luego seleccionar

la opción Open New Data

Manager, figura 2.17, se selecciona el nombre del usuario que se le dio, este se conoce porque tiene enfrente una pantalla que significa que esta activado y es donde se va a trabajar, figura 2.18.

Figura 2.17. Para abrir la nueva base de datos. CADELA

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Figura 2.18. Ventana para la selección del usuario.

Luego se selecciona el icono Impot Data, se abre y se busca el archivo en donde se encuentra la base de datos, este archivo es guardado como *.dz. Se abre una ventana como la mostrada en la figura 2.19, se selecciona el New Path, en este caso ya esta seleccionado y se pulsa OK, se debe esperar hasta que cargue la base de datos, puede tardar hasta 5 minutos. En el mismo usuario, se pueden abrir varios proyectos, sin alterar la base de datos de cada proyecto.

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Figura 2.19. Ventana de selección de la base de datos.

2.3.3 Para activar la base de datos.

Luego de ser cargada la base datos, se selecciona en el usuario el archivo con la base de datos y con el botón derecho se hace clic encima del archivo, se abre una ventanilla de dialogo en donde se selecciona la opción Activate, se pulsa para activarla, figura 2.20.

Figura 2.20. Ventana para activar la base de datos.

Al activar la base de datos, se cambia a color rojo las figuras que se encuentran al lado izquierdo de los nombres de las figuras se llaman de System Stage, figura 2.21.

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regiones. Estas

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Figura 2.21. Ventana con la base de datos activada.

En cada System Stage se encuentra la base de datos de cada una de las zonas de todo el país, es decir de las empresas comerciales y generadoras de energía eléctrica de Venezuela. En el siguiente punto se explica la manera de crear los System Stage. Esta ventana se minimiza para visualizar la pantalla de trabajo en donde se dibujara el diagrama unifilar de la región deseada y la barra de herramientas para dibujar dicho diagrama, figura 2.22.

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Figura 2.22. Ventana de trabajo.

2.3.4 Como crear un nuevo Grid, un Study Case y un System Stage.

Es muy importante la creación de un nuevo Grid, un Study Case y un System Stage. La razón, es porque en estos se crea un respaldo de la base de datos, para así no alterar la base de datos original. Estos se crean en el mismo proyecto que contiene la base de datos del sistema y se procede de la siguiente manera: 1º.- Se debe desactivar el Study Case que se encuentre activado, esto se

hace seleccionando el study case y con el botón derecho del ratón se pulsa desactivate, figura 2.23.

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Figura 2.23. Ventana para activar y desactivar el Study Case.

2º.- Luego de desactivar el study case, se selecciona el proyecto y con el

botón derecho del ratón, se pulsa y se abre una ventana como la mostrada en la figura 2.24. En esta ventana se selecciona new y luego Grid.

Figura 2.24. Ventana para crear el nuevo Grid, Study Case y System Stage.

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3º.- Al seleccionar la opción Grid se abre una ventana con la mostrada en

la figura 2.25. En esta se le da el nombre al Grid y la frecuencia de trabajo, para nuestra base de datos es 60 Hz. Se pulsa OK.

Figura 2.25. Ventana para definir el nombre del nuevo Grid.

4º.- Al pulsar OK, se abre una ventana con dos opcines. La primera

opción es para crear el grid en un nuevo study case y en un nuevo system stage. La segunda es para crearlo en un study case y un system stage existente. Figura 2.26. Se recomienda seleccionar la primera opción y se pulsa OK.

Figura 2.26. Ventana para escoger en donde se quiere crear el nuevo Grid.

5º.- Al seleccionar la primara opción en la figura 2.26, se abre la ventana

para definir el study case, se le da un nombre y se pulsa OK. Figura 2.27

CADELA

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Figura 2.27. Ventana del nuevo Study Case.

6º.- Al pulsar OK, se crea el nuevo study case en el árbol de la base de

datos del usuario, esta se activa automáticamente. Luego para este nuevo study case se debe crear un nuevo system stage de cada uno de los que ya están creados. Esto se hace seleccionando los system stage existentes, luego con el botón derecho del ratón se pulsa y se abre una ventana como la mostrada en la figura 2.28. En esta ventana se selecciona New Systen Stage. Esto se debe hacer para cada system stage y así no se altera la base de datos original.

Figura 2.28. Ventana para crear el nuevo System Stage.

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7º.-

Después de haber creado los nuevos system system stage, stage, y teniendo

activado el nuevo study case, se activa cada system stage creado, seleccionando a cada uno y con el botón derecho del ratón se pulsa en cada uno y se abre una ventana con la opción Add to Study Case, se pulsa esta opción y automáticamente se activa el system stage en el nuevo Study Case, esto se repite para cada c ada system stage creado, figura 2.29.

Figura 2.29. Ventana para activar el nuevo System Stage.

2.3.5 Para dibujar el diagrama unifilar.

Dibujar el diagrama unifilar es muy sencillo y existen varias maneras de para construirlo, esto depende de la agilidad del usuario. .- Una de las formas es tomando las figuras de la librería, en este caso hay que tener cuidado de colocarle el mismo nombre que aparece en la base de datos. .- La otra manera es tomando en la ventana Data Manager el archivo en donde se encuentra la base de datos del sistema que se quiere dibujar, para nuestro caso es el archivo Occidente; CADELA OCCID; CADELA, se abre cada carpeta que se vaya a utilizar. Para la construcción del diagrama unifilar se debe activar en la ventana del Data Manager en la parte inferior el recuadro Drag & Drop y tomando el curs cursor or Edit Edit Obj Objec ects ts Graph Graphic ical ally ly en la barra barra de herra herrami mien enta tass ( CADELA

) se se

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posiciona en la barra seleccionada y se arrastra hasta la ventana de construcción del diagrama unifilar y se suelta, previo a esto es recomendable disminuir el tamaño de la ventana de la data manager, figura 2.30.

Figura 2.30. Ventana de activación Drag & Drop.

Esta técnica se usa para todos los parámetros barras, líneas, cargas, generadores etc. 2.4

Como agregar un nuevo parámetro a la base de datos.

Agregar un parámetro a la base de datos es muy sencillo, teniendo previamente los datos necesarios para la implementación del mismo. Se debe escoger la carpeta en donde se quiere crear dicho parámetro y si no se tiene se crea esta nueva carpeta, para ello se pulsa con el botón derecho del ratón en la zona en donde se quiere crear la nueva carpeta, en la ventana que aparece se selecciona la opción New y luego Fólder. Luego de haber creado la carpeta se pulsa el icono New Object, figura 2.31.

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Figura 2.31. Ventana para crear un nuevo objeto.

Aparece una ventana con varias opciones con el nombre Element SelectionSetting \ Default \ Element Selection.IntNewObj*, figura 2.32. esta es para seleccionar el nuevo elemento que se quiera crear.

Figura 2.32. Ventana para escoger el nuevo elemento a crear.

Esta ventana aparecerá cada vez que se quiera crear cualquier elemento en la base de datos, para cada elemento que se va a crear se hará referencia a esta figura.

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2.4.1 Como crear una Nueva Barra.

Si se requiere crear una nueva barra en la ventana de la figura 2.32 se marca la opción Terminals, Station y luego en la parte en la parte inferior se selecciona la opción Terminal (ElmTerm) y se pulsa OK. Luego aparece una ventana en donde se escribe el nombre, los datos nominales de la barra y se crean los cubicles para especificar los puntos de conexión de esta barra, las líneas que van conectadas en ella, los generadores, transformadores, etc., figura 2.33.

Figura 2.33. Ventana para introducir los datos de la barra.

Para crear estos cubicles se pulsa el icono que lleva el mismo nombre y aparece una ventana para crearlos, se pulsa en esta el icono New Object y aparece una ventana como la de la figura 2.32, solo que en esta las opciones no se pueden marcar y solo se puede tener acceso a las opciones que aparecen en la parte inferior, en donde se escoge el comando Cubicle (StaCubic) y se pulsa OK. Aquí aparece una ventana para definir el nombre del cubicle y con quien se activara, figura 2.34.

CADELA

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Figura 2.34. Ventana para definir un cubicle.

En la opción Conected with se pulsa la flecha orientada hacia abajo y aparece una ventanilla con la opción Select su hace clic encima de ella y salen todos los System Stage activados, para el caso en estudio se selecciona Occidente / CADELA- OCCID / CADELA y cualquiera de las carpetas que se encuentran allí, por ejemplo si es en una barra se selecciona la carpeta de barras y luego la barra a la cual va a ser conectado, se pulsa OK en todas las ventanas y así se crea una nueva barra. 2.4.2 Como crear una nueva línea.

Si se necesita crear una nueva línea, conociendo sus parámetros de secuencia, longitud y capacidad de corriente. Se selecciona la carpeta en donde están las líneas de transmisión bien sea para 115KV, 230KV o cualquier valor de transmisión de energía. Al igual que para la creación de las barras se selecciona el icono New Object, luego aparece la ventana de la figura 2.32, se marca la opción Branch Net Elements y en la parte inferior se escoge la opción Line (ElmLne) y se pulsa OK. Luego aparece una ventana en donde se definen los datos nominales de la línea, figura 2.35.

CADELA

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Figura 2.35. Ventana para introducir los datos nominales de la línea.

En la opción Type se pulsa la flecha orientada hacia abajo y se selecciona la opción Select Project Type, aquí aparece una ventana en donde se encuentra la librería del sistema, se abre carpeta de nombre líneas y luego se escoge el sistema en donde se encuentran las líneas especificadas o que cumplen con los mismos parámetros requeridos por la línea que se quiere agregar a la base de datos, en nuestro caso la carpeta que contiene los datos es C adafe Occidente se abre y se escoge la línea requerida, figura 2.36.

CADELA

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Figura 2.36. Ventana para escoger el tipo de línea.

En caso de no tener una línea del tipo requerido se pude crear. Para hacerlo se pulsa el incono New Object, aparece la ventana de la figura 3.25, se marca Net Element Types y luego se escoge en la parte inferior de la ventana Net Line Type (TypLne), se pulsa OK y se abre una ventana en donde se introducen los parámetros de la línea y sus parámetros nominales, figura 2.37.

CADELA

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Figura 2.37. Ventana para introducir los datos nominales de la línea.

En esta se pide el nombre de la línea, los KV en donde se va a conectar, la rata de corriente en KA, la frecuencia de trabajo que en el caso de todo el Sistema Interconectado Nacional es de 60 Hz, el tipo de configuración, si es subterráneo o aéreo, se selecciona Overhead Line, el tipo de sistema se es de CA o DC y el numero de fases. Para ver los parámetros de secuencia cero se pulsa el icono Balanced. En el icono Load Flow se introducen los valores de la susceptancia de secuencia positiva y cero. Después de haber introducido todos los datos de la línea se pulsa OK y vuelve a seguir la ventana en donde se introducen los datos nominales. En el terminal i se selecciona la barra i donde va a ser conectada la línea, para seleccionarla se pulsa la flecha orientada hacia abajo y luego Select, aparece la ventana en donde aparece toda la base de datos del sistema, se selecciona la zona en donde se esta construyendo el diagrama unifilar que CADELA

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para nuestro caso es Occidente, se busca la carpeta de barras bien sea 115KV o 230KV y se pulsa doble clic en la barra. De igual manera para el terminal j, en esta ventana se especifica el numero de líneas en paralelo, la longitud, el Laying es para especificar si es por tierra o aire, pero esta opción se escoge cuando se introduce los parámetros de secuencia, luego se pulsa OK y de esta manera se construye una nueva línea en la base de datos. 2.4.3 Como crear una nueva Carga.

Al igual que los parámetros anteriores se debe seleccionar la carpeta Cargas, abrir aparecen dos opciones, si son cargas desconectables o si son cargas fijas. Tomaremos las cargas fijas para explicar el proceso pero es igual para ambos. De la misma manera como se ha descrito anteriormente tomando en cuenta la figura 2.32 se marca la opción Bus Net Elements y en la parte inferior General Load (ElmLod) y pulsa OK. Se abre una ventana para introducir los datos nominales de la carga, figura 2.38.

Figura 2.38. Ventana para introducir los datos nominales de la carga.

En la opción Type se pulsa la flecha orientada hacia abajo y luego se selecciona Select Proyect Type y se abre una ventana en donde se visualiza la librería del sistema, se selecciona la carpeta de cargas centro para tomar la carga que esta definida en la base de datos. El terminal en CADELA

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donde se va a conectar de la misma manera se pulsa la flecha orientada hacia abajo y se selecciona Select, se abre la ventana en donde están todas las zonas del sistema y se busca la zona de trabajo, luego se selecciona la carpeta a la cual va a ser conectada la carga en este caso seria la barra. Si no existe en la barra un cubicle definido para la carga se debe crear uno siguiendo los pasos para crear uno. Luego se aplica doble clic en el cubicle y automáticamente queda cargado en la barra. Para introducir los valores de la carga se pulsa el icono Load Flow. Aquí se toman los valores de Potencia Activa y Reactiva, se puede escoger la opción de Potencia Activa y potencia Aparente o Factor de potencia, todo depende de los datos de carga con que se cuente. Luego se pulsa OK y así se tiene una nueva carga creada para la base de datos. 2.4.4 Como crear un transformador.

Se selecciona el icono New Object y de la figura 2.32, se marca Branch Net Elements y luego en la parte inferior 2-Winding Transformer (ElmTr2) se es de dos devanados o 3-Winding Transformer si es tridevanado (ElmTr3) y se pulsa OK. En la ventana que se abre se copia el nombre y se escoge el tipo, la conexión de alta y baja tensión y el numero de transformadores que van conectados en paralelo, figura 2.39.

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Figura 2.39. Ventana para introducir el nombre del transformador.

En Type se pulsa la flecha orientada hacia abajo y luego se marca Select Proyect Type y se abre la librería en donde están los transformadores definidos en el sistema, se selecciona el que cumpla con los mismos parámetros o se crea uno nuevo. Para ver todas las características del transformador con el botón derecho del ratón se hace clic en cualquier transformador, se

abra una ventana

con varias opciones y se selecciona Edit. Aquí se abre la ventana en donde aparecen todas las características de placa del transformador, si cumple con los valores requeridos se selecciona, de lo contrario se crea uno nuevo. Para crear uno nuevo se pulsa el icono New Object y se abre una ventana en donde se piden todos los datos del transformador. Luego de haber seleccionado un transformador o haber creado uno nuevo se pulsa OK. Nuevamente en la ventana de la figura 2.39, para seleccionar la barra de alta tensión HV-Side se pulsa la flecha orientada hacia abajo y se busca la barra en el cual va conectado el lado de alta tensión. De igual forma para CADELA

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el lado de baja LV-Side. Después de haber introducido estos datos se pulsa OK y así se tiene un nuevo transformador para la base de datos. 2.4.5 Como crear un Generador.

De igual forma que para los parámetros anteriores se marca en la ventana de la figura 2.32 la opción Bus Net Elements, en la parte inferior Synchronous Machine (ElmSym) y se pulsa OK. Se abre una ventana en donde se piden todos los parámetros básicos del generador, figura 2.40.

Figura 2.40. Ventana para definir el generador.

En la opción Type se pulsa la flecha orientada hacia abajo y se marca Select Proyect Type, se abre una ventana en donde aparece la base de datos, se selecciona la carpeta en donde están los generadores y luego se pulsa el icono New Object y se abre una ventana en donde se introducen los datos nominales del generador, figura 2.41.

CADELA

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Figura 2.41. Ventana en donde se especifican los parámetros del generador.

En el icono Load Flow se piden las reactancias sincrónicas de la máquina, los limites de potencia reactiva bien sea en pu o Mvar, los parámetros de secuencia de la máquina. En el icono VDE / IEC Short-Circuit se pide la reactancia subtransitoria, la resistencia del estator y se puede escoger el tipo de máquina de acuerdo con las normas IEC909. En el icono Full Short-Circuit se pide la reactancia del estator, la reactancia subtransitoria, la reactancia transitoria y los parámetros de secuencia que ya fueron pedidos en Load Flow. Después de haber introducido todos estos valores se pulsa OK y así se tiene un nuevo generador en la base de datos del sistema. 2.4.6 Para calcular los parámetros de secuencia de una línea.

La versatilidad del programa y lo completo en su estructura nos permite calcular para la base de datos los parámetros de secuencia de las líneas, para ello se requiere de las tablas de conductores para introducir los valores nominales del mismo. El procedimiento para determinar los parámetros de secuencia de las líneas es similar a los ya explicados, se debe crear una carpeta para CADELA

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guardar los nuevos conductores y luego al abrir la ventana 2.32 se marca la opción Net Elements Types y luego la opción Conductor Type (TypCon), se abre una ventana en donde se piden los parámetros básicos del conductor, figura 2.42.

Figura 2.42. Ventana para introducir los parámetros básicos del conductor.

La flecha orientada horizontalmente es para cambiar las opciones como por ejemplo el diámetro por el radio. Las de más opciones no poseen datos adicionales. Se pulsa OK y se crea un nuevo tipo de conductor. Para utilizar este conductor se debe definir en una torre, para ello se abre en la base de datos el archivo de librería Conductores y torres, luego se marca New object y en la ventana de la figura 2.32 se marca Net Element Types y luego en la parte inferior Tower Type (TypTow), se abre una ventana en donde se introducen todos los datos de la torre, figura 2.43.

CADELA

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Figura 2.43. Ventana para definir una torre.

En los cuadros con los nombres Types of Neutral Conductors y Conductor Types of line Circuits son para introducir el conductor que fue definido anteriormente, para ello se marca solo la ventanilla Conductor Types TypCon* con el botón izquierdo del ratón y luego con el derecho se abre una ventana en la cual se escoge la opción Select Element/Type y se abre una ventana en donde están todos los conductores definidos y se escoge el que tenga las características que se necesiten y se pulsa OK. De igual forma se cumple para el otro conductor. En esta misma ventana se observan dos flechas, una orientada hacia la derecha y la otra hacia la izquierda, se pulsa la que esta hacia la derecha y se abren dos cuadros mas, figura 2.44.

CADELA

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Figura 2.44. Ventana para introducir la geometría de la torre.

El primer cuadro es para introducir las coordenadas del conductor neutro o de guarda, el valor de X=0 y Y=0, se toma como el centro de la torre y la base de la torre, en el segundo cuadro se dan las coordenadas de los conductores de fase, teniendo presente que los valores a la izquierda de la torre en X son negativos y los de la derecha positivos, los valores de Y siempre son positivos. Para introducirlos simplemente se pulsa doble clic en el cuadro de X o Y, y se escribe la coordenada. Luego de haber escrito todos estos parámetros y haber seleccionado previamente el conductor se pulsa el icono Calculate para que el programa calcule los parámetros de la línea. En el icono Load Flow se pueden observar los parámetros calculados de la línea. Para finalizar se pulsa OK y se tienen ya calculado los parámetros de la línea.

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Para definir la línea se abre la ventana mostrada en la figura 2.35 y se pulsa Type se busca la carpeta en donde se creo la torre y se carga a la nueva línea. Se podrá observar que aparecen los parámetros de la línea en esta ventana en letras azules. 2.4.7 Para crear un equivalente Shunt para compensación de carga reactiva.

Se abre la zona en donde se quiere crear el circuito Shunt, si se tiene la carpeta de compensación se abre y se pulsa el icono New Object y se abre la ventana de la figura 2.32, en esta se marca la opción Bus Net Element y luego en la opción Element se busca Shunt/Filter (ElmShnt) y se pulsa OK. Se abre una ventana en donde se escriben los datos nominales del circuito Shunt, figura 2.45.

Figura 2.45. Ventana para crear el circuito para compensación Shunt.

En la opción Shunt Type se puede seleccionar el tipo de compensación si es R-L-C o si es R-L etc. También se puede escribir los Mvar que se quieren compensar, la frecuencia de resonancia y el factor de cualidad. En CADELA

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la opción terminal se pulsa la flecha orientada hacia abajo para buscar la barra en donde se quiere hacer la compensación, tomando en cuenta que esta tenga el cubicle correspondiente al circuito Shunt y si no se tiene se debe crear uno. Luego de haber introducido todos estos datos se pulsa OK y de esta forma se crea un circuito Shunt en la base de datos. 2.4.8 Para cambiar los valores de carga, generación, shunt y cualquier otro parámetro que exista en la base de datos.

Para cambiar los datos de cualquiera de los parámetros de la base de datos existen dos maneras diferentes de hacerlo. Ø

La primera es pulsar el icono de la barra de herramientas de la ventana principal con el nombre Edit Relevant Objects for calculation, figura 2.46.

Figura 2.46. Icono para selección del parámetro a variar.

Se abre una ventana en donde aparecen

todos los parámetros del

diagrama unifilar o de la base de datos, se selecciona cualquiera de ellos, ejemplo la de cargas, figura 2.47.

CADELA

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Figura 2.47. Ventana de parámetros a cambiar.

Y se abre una ventana en donde aparecen todas las cargas del Sistema Nacional de Potencia, en donde aparecen las características que se requiere modificar, figura 2.48.

Figura 2.48. Ventana con todas las cargas del Sistema Nacional.

Para ordenar que aparezca el orden por carpetas y por Grid, se pulsan los iconos con estos nombres y automáticamente se ordenan, luego se pulsa el icono Load Flow y se busca en esta las columnas en donde aparece la potencia activa, la potencia reactiva, la potencia aparente y el factor de potencia, se selecciona la columna a la cual se quiere modificar y luego de seleccionada se posiciona el cursor en la columna seleccionada y aparece una ventana en la que se lee la suma total de la selección, el promedio, el valor máximo y mínimo de la selección, figura 2.49. CADELA

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Figura 2.49. Selección de los valores a cambiar.

Luego de seleccionar la columna a la cual se le quiere hacer los cambios de valores con el cursor sobre la columna seleccionada se pulsa el botón derecho del ratón y se abre una ventana con varias opciones, se selecciona el icono Modify Value(s), se abre una ventana como la de la figura 2.50.

Figura 2.50. Ventana para escribir el nuevo valor que se requiere.

En esta se selecciona la opción Relative To Sum como se muestra en la figura y luego en el cuadro New Sum Value se escribe el nuevo total de la carga que se requiera, se pulsa OK y automáticamente varia todas las cargas seleccionadas en un valor promedio y con una buena aproximación. Ø

Otra forma de modificar estos valores es por la ventana de la Data Manager, figura 2.35. CADELA

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En esta se selecciona el System Stage en donde se quiere cambiar los valores de los parámetros, luego se selecciona la carpeta del parámetro a cambiar de valor y por ultimo se pulsa el icono Detail Mode, figura 2.51. 2.51 .

Figura 2.51. Ventana de selección del parámetro a modificar.

Y al igual que en el procedimiento anterior se selecciona la columna de los valores a modificar y se aplica el mismo procedimiento. Este proceso es muy importante para cuando se quieran hacer estudios de Flujo de Carga para distintas horas y es una manera fácil de cambiar dichos valores. 2.5

Para visualizar la ventana de entrada Input.

Para visualizar esta ventana de pulsa el icono Input Window, figura 2.52, aquí se abre una ventanilla en la parte inferior de la ventana del Data Manager.

CADELA

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Figura 2.52. Ventana para visualizar la ventanilla Input.

En esta ventanilla en la parte donde se lee digsi: se escriben los comandos que a continuación se nombran los mas usados: 2.5.1 El comando ed sh.

Este comando nos muestra un resumen de toda la generación, intercambio de potencia y la potencia conectada en el sistema. Se escribe en la ventanilla que se muestra en la figura 2.46 y se pulsa ENTER. Se abre una ventana con el nombre Output of Result, en esta ventana se presentan varias opciones para determinar el análisis, figura 2.53.

CADELA

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Figura 2.53. Ventana para escoger el tipo de análisis en la ventana de salida.

Siempre que se requiera de este análisis usando este comando, se debe primero realizar el calculo de flujo de carga mediante el icono de la barra de herramientas Load Flow, figura 2.54.

Figura 2.54. Icono para realizar el calculo de flujo de carga.

En

el

recuadro

que

aparece

en

la

parte

superior

izquierda

LoadFlow/Simulaton es para escoger lo que queremos visualizar en la ventana de salida, se marca la opción que nos interese. En la parte superior derecha Used Format es para seleccionar el tipo de reporte, pero este se marca automáticamente una vez escogida la opción de la parte izquierda.

CADELA

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En el cuadro que aparece en la parte inferior izquierda con el nombra Use Selection, se pulsa la flecha que esta orientada hacia abajo y se marca Select, se abre una ventana en donde se encuentran todos los system stage, se selecciona el que necesitamos el reporte, por ejemplo Occidente/CADELA-OCCID/CADELA, y se pulsa OK. La opción title se deja igual porque este es seleccionado por defecto. Luego se pulsa Execute y en la ventana de salida se obtienen los resultados requeridos. 2.5.2 Comando ed ldf.

Este comando es usado para realizar el calculo de Flujo de Carga, este también se encuentra directamente en la barra de herramientas como se muestra en la figura 2.54. 2.5.3 Comando ed shc.

Este comando muestra el reporte de la capacidad de corto circuito del sistema en estudio. Al introducir este comando en la ventanilla de la figura 2.52 se abre una ventana con el nombre Short-Circuit Calculation, figura 2.55.

CADELA

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Figura 2.55. Ventana para el calculo de corto circuito.

En esta se escoge el método que se quiere aplicar, el tipo de fallo, el calculo para máximo o mínimo corto circuito. La opción Output Command se deja igual en caso de que este el mensaje mostrado. La opción Fault Location se deja sin marcar el cuadro At all Busbars and Terminal y en User Selection se busca la zona en que se quiere ver el repote en la salida. Se pulsa Execute y realiza el calculo respectivo. En caso de tener activado el calculo de corto circuito y se quiera usar de nuevo el comando ed sh, se abre una ventana con las características de corto circuito, figura 2.56.

CADELA

71


Figura 2.56. Ventana para mostrar el reporte de la zona calculada. Se aplica el mismo procedimiento que se explico en el punto 2.5.1 y se pulse Execute.

2.6

Para ver la ventana de salida. Ventana se puede ver en dos formas una directamente en la parte inferior de la ventana donde se construye el diagrama unifilar, figura 2.57 y la otra pulsando en la barra de herramientas el icono Maximice Output Windows, figura 2.58, y se abre la ventana de salida, figura 2.59.

CADELA

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Figura 2.57. Ventana de salida minimizada.

Figura 2.58. Icono para maximizar la ventana de salida.

Figura 2.59. Ventana de salida maximizada. Los colores de los diálogos mostrados en la ve ntana de salida significan: CADELA

73


El color Verde: que el análisis hecho no tiene ningún error, que esta totalmente optimo el sistema. El color marrón: que el parámetro indicado en el dialogo esta por debajo del valor permitido o del rango y no es tonado en cuenta para el análisis. El color Azul: que el parámetro indicado en el dialogo esta por encima del valor permitido o del rango y no es tomado en cuenta. El color rojo: que existe un error en la base de datos y no se ejecuta el calculo. Este programa le indica en esta ventana los parámetros que están dando error en el calculo, permitiendo así la fácil búsqueda y corrección del mismo.

2.7

Para cambiar los parámetros de los cuadros de resultados del diagrama unifilar. En estos cuadros se pueden variar las unidades cambiando los MW por MVA o Mvar por MVA o %de carga por corriente o cualquier combinación que se quiera, todo depende de cuales sean los valores que se requieran para analizar los resultados del flujo de carga o cualquier otro análisis. Para ello se selecciona el cursor Edit Object Data en la barra de herramientas, luego con el botón izquierdo del ratón se selecciona el un cuadro cualquiera bien sea de líneas, de generadores, de transformadores o cargas, después con el botón derecho del ratón se aplica doble clic sobre el cuadro y se abre una ventana con dos opciones, se escoge la opción Edit Format y se abre una ventana como la de la figura 2.60.

CADELA

74


Figura 2.60. Ventana para escoger las unidades de los resultados. En esta se pulsa la opción Used Form y se abre una ventana con las opciones para el cambio de unidades, figura 2.61.

CADELA

75


Figura 2.61. Ventana para escoger la unidad en que se quieren ver los resultados. En la sección en donde aparece Line, cada posición indica que es el sitio donde aparece en el cuadro, por ejemplo en el numero 1 es la posición 1 del cuadro, en la dos la correspondiente 2 y la tres la correspondiente tres, en cada una se puede escoger el tipo de unidad que se quiere visualizar, figura 2.62.

Figura 2.62. Unidades que se pueden visualizar. Luego de escoger la unidad se pulsa OK y se cambian las unidades por las seleccionadas.

2.8

Recomendación para estudios mas avanzados con el Programa. Todo lo escrito anteriormente es solo una pequeña demostración y una introducción para el fácil manejo del Programa y así poder construir un sistema

CADELA

76


de potencia o de crear una base de datos sin muchas complicaciones, para analizarlo mediante este Programa. Para saber mas acerca de lo eficaz del Programa se recomienda referirse a la ayuda para estudios mas avanzados de sistemas de potencia, como harmónicos, estabilidad, protecciones etc. Se deben tener conocimientos del tema al cual se quiere estudiar en especifico y así esta poderosa herramienta se hará más fácil en su utilización.

CADELA

CAPITULO III ANÁLISIS DEL SISTEMA OCCIDENTAL DE POTENCIA 115KV. 3.1

Descripción del Sistema Occidental de Potencia 115 KV. El Sistema Occidental de Potencia se compone de los estados Táchira, Mérida, Trujillo, Barinas y parte del Estado Apure con la subestación Guasdualito, lo cual

conforma la Compañía Anónima de Electricidad de los Andes

(CADELA). El sistema Occidental de Potencia se interconecta con el Sistema Interconectado Nacional (SIN) por los puntos que a continuación se nombran:

Por parte del Sistema Nacional de Potencia: Ø

San Carlos del Zulia 115: ENELVEN.

Ø

San Lorenzo115: ENELCO.

Ø

Guanare 115: CADAFE CENTRO.

Ø

San Mateo 230: Colombia.

Ø

Morochas II 230: ENELVEN.

Por parte de las Generadoras de energía: Ø

San Agatón: CADAFE.

Ø

Planta Páez: CADAFE.

Ø

Planta Táchira: CADAFE.

Ø

Peña Larga: CADAFE.

CADELA recibe una potencia total de 866.17 MW del SIN, en la tabla 3.1 se muestra el total del intercambio de potencia dicho sistema.

Tabla 3.1. Valores de intercambio de potencia. Areas

MW

Mvar

MVA

Generación CADAFE CENTRO ENELCO TOTAL

515 52.59 300.58 868.17

169.27 2.37 48.64 220.28

542.11 52.64 304.5 899.25

78


Estos valores son para el caso en que todo el sistema este en optimas condiciones de generación y que intercambio de potencia sea lo que se requiere para suplir la demanda del sistema Occidental. Con el uso del Programa DIgSILENT, se realizan simulaciones de flujo de carga de las líneas de transmisión, tomando diferentes situaciones en la generación y en la interconexión con el Sistema de Potencia Colombiano por el área de San Mateo, en el nivel de transmisión de 230KV, y así observar las posibles situaciones de contingencia que se pueden presentar en el Sistema de Potencia Occidental y dar posibles soluciones.

3.2

Análisis del Sistema Occidental de Potencia bajo condiciones de Generación total. Comenzaremos nuestro estudio de flujo de carga, tomando dos situaciones distintas en el funcionamiento del sistema, es decir, que se tomaran dos horas distintas de un día, estas son a las 3:00am, que la nombraremos como la hora de mas de bajo consumo y las 8pm o las 20hras, llamada la hora pico y con toda la generación en el Occidente. Utilizando como base, un reporte emitido por Despacho de Carga Occidente en CADAFE Valera, se tomaron de aquí estos datos como punto de referencia, tablas 3.2 y 3.3. Ø

Condiciones para la Generación:

Tabla 3.2. Condiciones de Generación. 3am

Generación

8pm

MW

Mvar

MVA

Fp

MW

Mvar

MVA

fp

Planta Páez

140

11,5

140,47

0,997

233

41

236,58

0,985

San Agatón 2

144,3

48.65

152.28

0,95

148

48.65

155.79

0,95

Peña Larga

79,9

26.29

84.11

0,95

80

36.24

87.83

0,91

Planta Táchira

45

7.5

45.62

0,986

45

26.4

52.17

0,86

Total

409.3

93.94

422.49

0.97

506

152.29

532.37

0.95

CADELA

79


Ø

Condiciones para la carga:

Tabla 3.3. Condiciones de Carga. 3am

Carga

8pm

MW

Mvar

MVA

Fp

MW

Mvar

MVA

fp

Trujillo

120,9

41,84

127,94

0,945

184

65,54

195,32

0,942

Barinas

116,5

33,58

121,24

0,961

161,3

52,58

169,65

0,951

Táchira

154,6

77,62

172,99

0,894

262,7

121,53

289,45

0,908

Mérida

77,8

34,8

85,23

0,913

145,3

46

152,41

0,953

Total

469,8

187,84

507,40

0.93

753,3

285,65

806,83

0.93

Estos datos serán introducidos en la base de datos del programa, para actualizarlos y así realizar un análisis de flujo de carga sobre el Sistema Occidental de Potencia en el nivel de transmisión de 115KV. Se debe tener en cuenta que para un análisis del perfil de Voltaje, los limites en Por Unidad son 0.9pu y 1.1pu, además, del limite de sobrecarga de las líneas, transformadores y generadores que es del 95%, valor estimado debido a las condiciones actuales del sistema.

3.2.1 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora de más bajo consumo 3am. Analizando el comportamiento del sistema en la hora de más bajo consumo a las 3am, se observa que existen barras que están entre los niveles limites de voltaje, tabla 3.4.

CADELA

80


Tabla 3.4. Niveles de tensión en las barras. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Las Morochas 230

239,61

1,04

Buena Vista 230

219,38

0,95

El Vigía II 230

220,17

0,96

Uribante 230

223,39

0,97

El Corozo 230

222,99

0,97

Trujillo

113,67

0,99

Valera II

113,71

0,99

La Plata

113,49

0,99

Cementos Andinos

112,84

0,98

Caja Seca

114,41

0,99

Buena Vista 115

116,63

1,01

San Lorenzo

113,07

0,98

Planta Páez 115

110,33

0,96

Mérida II

109,89

0,96

Mérida I

109,29

0,95

Vigía II 115

112,84

0,98

San Carlos del Z. 115

110,75

0,96

Vigía I

112

0,97

Tovar

110,62

0,96

Fría II

110,94

0,96

La Grita

110,6

0,96

Táchira 115

111,03

0,97

Palo Grande

110,17

0,96

San Cristóbal II

110,06

0,96

San Cristóbal I

108,95

0,95

San Antonio

110,54

0,96

El Corozo 115

110,99

0,97

La Concordia

110,28

0,96

Uribante 115

117,72

1,02

La Pedrera

116,68

1,01

Guasdualito

115,64

1,01

Barinas I

108,86

0,95

Barinas II

108,11

0,94

Barinas III

108,03

0,94

Socopó

106,51

0,93

El Toreño

106,77

0,93

Libertad

105,83

0,92

Peña Larga

111,97

0,97

Guanare

115,25

1,00

CADELA

81


Solamente en la barra Planta Páez 230KV, se observa que esta por debajo del nivel inferior en por unidad, tabla 3.5.

Tabla 3.5. Barra por debajo del nivel mínimo. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Planta Páez 230

204.82

0,89

Como se puede observar en las tablas 3.4 y 3.5, los niveles de tensión para esta hora están por arriba del nivel mínimo y por debajo del nivel máximo perfectamente. El total de la generación, el intercambio de potencia con el SIN, la carga conectada, las perdidas totales, el factor de potencia de generación y carga y la áreas de intercambio con el SIN se muestran en la tabla 3.6.

Tabla 3.6. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. Característica

MW

Mvar

MVA

fp

Generación

409,3

-87,1

418,47

0,98

Intercambio Flujo Area

-88,42

-62,26

108,14

0,82

Carga Conectada

481,92

202,48

522,73

0,92

Perdidas Totales

15,8

-136,82

137,73

0,115

Compen. Capacitiva

-73,15

Capacidad Instalada

551,54

Reserva de Máquinas

142,24

Intercambio Centro

-18,89

-8,69

20,79

0,91

Intercambio Enelco

-69,54

-53,57

87,78

0,79

En esta tabla tenemos un bosquejo general del sistema y de su flujo de potencia total. El flujo de potencia a través de las líneas de transmisión entre las barras, se puede observar, que se tiene perdidas de potencia activa y potencia reactiva, siendo más grandes estas ultimas.

CADELA

82


Esto es debido a que el nivel de transmisión de voltaje es elevado, estos son de 115KV y 230KV nominales, además de las distancias que existen entre barra y barra y sus parámetros varían en Ohm/Km, esto hace que las caídas de tensión por perdidas de transmisión sean obvias. En la tabla 3.7 se muestra un resumen de estas.

Tabla 3.7. Flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. Sale

Líneas 230KV y 115KV

Entra

Diferencia

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

Las Morochas-Buena Vista 230

66,878

52,046

65,170

65,699

1,708

13,653

Buena Vista-Vigía II 230

40,620

19,454

40,251

1,660

0,369

17,794

Uribante-Vigía II 230

9,809

2,225

9,769

21,228

0,040

19,003

Planta Páez-Buena Vista 230

39,499

64,141

38,485

51,091

1,014

13,050

Uribante-El Corozo L1 230

44,417

9,474

44,215

1,155

0,201

8,320

Uribante-El Corozo L2 230

44,417

9,474

44,215

1,155

0,201

8,320

Buena Vista-Trujillo 115

14,110

7,201

13,904

10,066

0,206

2,865

Buena Vista-Valera II 115

26,840

16,392

26,441

41,071

0,399

24,679

Buena Vista-Caja Seca 115

22,065

7,727

21,829

9,299

0,236

1,572

Valera II-Trujillo 115

7,140

2,269

7,123

1,129

0,017

1,140

Valera II-La Plata 115

33,588

0,826

33,528

0,835

0,060

0,008

La Plata-Cement Andin 115

5,514

0,589

5,493

2,340

0,021

1,752

San Lorenzo-Valera II 115

1,780

7,843

1,772

1,016

0,008

6,827

Planta Páez-Valera II 115

45,222

40,200

43,276

39,356

1,946

0,844

Planta Páez-Mérida II 115

64,165

15,635

62,016

16,257

2,149

0,623

Mérida II-Mérida I 115

15,557

2,536

15,496

2,989

0,061

0,452

Mérida II-El Vigía I 115

7,845

11,068

7,667

8,578

0,179

2,490

Mérida II-Tovar 115

12,246

8,000

12,075

5,905

0,171

2,095

El Vigía I-Tovar 115

3,797

5,021

3,767

6,801

0,030

1,780

El Vigía I-Fría II 115

2,308

0,435

2,296

3,739

0,012

3,303

El Vigía II-El Vigía I 115

36,5858

16,556

36,4263

16,439

0,160

0,117

El Vigía II-San Carlos del Z.115

13,434

4,132

13,282

5,658

0,153

1,526

Tovar-La Grita 115

6,408

3,122

6,399

0,188

0,010

2,934

Fría II-San Antonio 115

8,089

2,581

8,032

0,542

0,058

2,039

Táchira-Fría II 115

20,695

0,404

20,579

0,021

0,116

0,383

Táchira-La Grita 115

12,560

2,472

12,551

4,489

0,009

2,017

Táchira-San Cristóbal II 115

5,887

1,121

5,856

3,056

0,031

1,935

Táchira-Palo Grande 115

6,517

1,898

6,488

3,344

0,029

1,446

La Grita-San Cristóbal I 115

13,213

2,375

13,089

3,989

0,123

1,613

El Corozo-Palo Grande 115

8,902

2,066

8,860

3,194

0,042

1,128

El Corozo-San Cristóbal II 115

8,273

1,496

8,228

2,944

0,045

1,448

El Corozo-San Antonio 115

6,767

2,855

6,693

0,650

0,074

2,205

El Corozo-La Grita 115

2,830

1,006

2,822

1,721

0,008

0,715

Continua página siguiente:

CADELA

83


Continuación:

Sale

Líneas 230KV y 115KV MW

Entra Mvar

MW

Diferencia

Mvar

MW

Mvar

El Corozo-San Cristóbal I 115

28,466

4,650

28,089

5,050

0,377

0,401

El Corozo-Concordia 115

30,612

12,208

30,497

12,992

0,115

0,784

Uribante-Guasdualito 115

7,755

3,360

7,629

3,102

0,127

0,258

Uribante-TOFFPedrera 115

14,456

0,266

14,342

1,205

0,113

0,939 0,045

TOFFPedrera-La Pedrera 115

8,875

3,715

8,874

3,760

0,002

TOFFPedrera-Guasdualito 115

5,467

2,510

5,426

2,459

0,041

0,051

Barinas I-Planta Páez 115

9,038

20,708

8,885

17,952

0,153

2,757

Barinas I-Barinas II 115

23,054

9,264

22,965

9,382

0,089

0,118

Barinas I-Socopo 115

12,242

2,485

11,924

0,068

0,318

2,417

Barinas I-El Toreño 115

14,732

2,051

14,403

0,475

0,328

1,576

Barinas I-Barinas III 115

12,897

4,847

12,841

5,407

0,056

0,560

Barinas II-Barinas III 115

2,046

0,471

2,045

0,935

0,001

0,464

El Toreño-Libertad 115

5,291

0,816

5,257

2,239

0,035

1,424

Peña Larga-Barinas I 115

77,225

6,126

73,958

13,230

3,268

7,104

Guanare-Barinas I 115

18,887 929,017

8,688 406,803

18,317 913,541

10,752 426,609

0,569 15,476

2,065 19,805

Total de Perdidas de Líneas

Se puede observar que las perdidas de potencia activa no son tan grandes, debido a que no existen perdidas por sobre carga en las líneas. En cuanto a la potencia reactiva de la línea, se observa que se tienen perdidas más grandes y es debido a las grandes distancias entra las barras, por consiguiente, cambia su reactancia ya que esta dada en Omh/Km y esto hace también que la línea entre barras produzca una caída de tensión más grande. Otro problema posible, es que existen líneas construidas para trasmisión de 400KV y están operando en 230KV, tal es el caso de la línea de transmisión que se encuentra entre las barras Uribante 230 y Vigía II 230. El flujo de potencia a través de los transformadores del sistema se muestra en la tabla 3.8.

CADELA

84


Tabla 3.8. Flujo de carga a través de los transformadores. Transformador

Entra

Sale

Diferencia

% Perdidas

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

%MW %Mvar

Buena Vista 230/115KV

63,034

33,061

63,034

31,320

0,000

1,741

0,000

5,266

Planta Páez 230/115KV

29,251

73,626

29,251

71,027

0,000

2,600

0,000

3,531

El Corozo 230/115KV

88,429

17,619

88,429

15,422

0,000

2,197

0,000

12,470

Uribante 230/115KV

22,211

3,451

22,211

3,626

0,000

0,175

0,000

4,818

El Vigía II 230/115KV

50,020

22,888

50,020

20,688

0,000

2,200

0,000

9,613

Planta Páez 1 16/115KV

34,625

52,761

34,625

54,440

0,000

1,679

0,000

3,084


36,626

52,732

36,626

54,470

0,000

1,738

0,000

3,191


33,224

6,404

33,224

4,799

0,000

1,605

0,000

25,061


35,525

6,515

35,525

4,687

0,000

1,829

0,000

28,067

Planta Táchira 13,8/115KV

45,000

6,194

45,000

4,562

0,000

1,632

0,000

26,343

San Agatón 16/230KV

144,300

0,165

144,300

12,173

0,000

12,008

0,000

98,646

Peña larga 13,8/115KV

80,000

0,560

80,000

6,992

0,000

6,432

0,000

91,991

Se observa que las perdidas en los transformadores son solo reactivas, estas solo se presentan en el circuito magnético del transformador, debido a la reactancia del embobinado, estas perdidas son también llamadas perdidas en el cobre. Se pude decir, que para esta hora, el sistema no presenta fuertes caídas de tensión, lo que opera en un estado normal. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.1.

3.2.2 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora pico. Si hacemos un análisis del sistema en la hora pico, bajo la misma condición de generación, observamos barras que están por arriba y por debajo del nivel mínimo de voltaje en pu, en la tabla 3.9 se observa los que están por arriba de 0.9 y en la tabla 3.10 los que están por debajo.

CADELA

85


Tabla 3.9. Niveles de tensión en las barras mayor o igual que 0.9pu. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Las Morochas 230

230,79

1,003

Uribante 230

212,03

0,922

El Corozo 230

209,53

0,911

Trujillo

105,24

0,915

Valera II

106,23

0,924

La Plata

105,75

0,920

Caja Seca

104,68

0,910

Buena Vista 115

108,9

0,947

San Lorenzo

106,85

0,929

Planta Páez 115

108,29

0,942

Vigía II 115

104,63

0,910

Fría II

104,52

0,909

Táchira 115

104,85

0,912

Uribante 115

111,3

0,968

La Pedrera

108,39

0,943

Guasdualito

106,22

0,924

Peña Larga

109,87

0,955

Guanare

110,19

0,958

Cementos Andinos

104,68

0,910

Vigía I

103,72

0,902

El Corozo 115

103,72

0,902

Barinas I

103,65

0,901

CADELA

86


Tabla 3.10. Niveles de tensión en las barras menor que 0.9pu. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Buena Vista 230

205,6

0,894

El Vigía II 230

204,44

0,889

Mérida II

101,56

0,883

Mérida I

100,37

0,873

Tovar

102,46

0,891

La Grita

103,37

0,899

Palo Grande

102,79

0,894

San Cristóbal II

102,57

0,892

San Cristóbal I

100,79

0,876

San Antonio

102,48

0,891

La Concordia

102,29

0,889

Barinas II

102,4

0,890

Barinas III

102,27

0,889

Socopó

97,74

0,850

El Toreño

97,84

0,851

Libertad

96,13

0,836

San Carlos del Z.

100,73

0,876

A pesar de que la generación se encuentra en su máximo nivel se observa en la tabla 3.10, que en las barras más remotas como es el caso de Libertad, está muy por debajo del limite inferior. Esto sucede, porque en nuestro sistema de potencia ha crecido el consumo de carga debido al crecimiento y expansión de la población y la industria y la puesta en funcionamiento de nuevas de subestaciones para alimentar cargas en puntos lejanos como el caso de Libertad y Guasdualito. En la tabla 3.11 se muestra la diferencia en KV y en pu de cada una de las barras del sistema en las dos horas seleccionadas.

CADELA


Tabla 3.11. Diferencia entre barras a las dos horas seleccionadas. Barras 230KV y 115KV

Las Morochas 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopó El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

CADELA

Diferencia KV

PU

8,82 13,78 15,73 11,36 13,46 8,43 7,48 7,74 8,16 9,34 7,73 6,22 2,04 8,31 8,92 8,21 10,02 8,28 8,16 6,42 7,23 6,18 7,38 7,49 8,16 8,06 7,27 7,99 6,42 8,29 9,42 5,21 5,71 5,76 8,77 8,93 9,7 2,1 5,07

0,038 0,060 0,068 0,049 0,059 0,073 0,065 0,067 0,071 0,081 0,067 0,054 0,018 0,072 0,078 0,071 0,087 0,072 0,071 0,056 0,063 0,054 0,064 0,065 0,071 0,070 0,063 0,069 0,056 0,072 0,082 0,045 0,050 0,050 0,076 0,078 0,084 0,018 0,044


Se estima entonces que para la hora pico nuestro sistema esta un poco critico por las causas ya mencionadas. En la tabla 3.12 se muestra la diferencia entre el total de la carga en la hora más liviana y la hora pico. Tabla 3.12. Diferencia entre los valores de carga. Carga Total

Hora

MW

Mvar

Diferencia

469,8 752,6 282,8

187,84 285,65 97,81

%Diferencia

37,58

34,24

3:00am 8pm

Observamos que la carga sufre un incremento del 37.58% en la potencia activa y del 34.24% en la potencia reactiva, lo que significa que la carga aumenta considerablemente en la hora pico. En la tabla 3.13 se observa el resumen de todo el Sistema Occidental tal como la tabla 3.6. Tabla 3.13. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. Característica

MW

Mvar

MVA

fp

Generación Intercambio Flujo Área Carga Conectada Perdidas Totales Compen. Capacitiva Capacidad Instalada Reserva de Máquinas Intercambio Centro Intercambio Enelco

505,9 -287,6 749,85 43,65

186,93 -54,69 294,57 25,28 -62,73

539,33 292,75 805,63 50,44

0,94 0,98 0,93 0,87

-0,38 54,38

52,271 241,53

0,99 0,97

551,54 45,64 -52,27 235,33

El flujo de potencia a través de las líneas de transmisión entre las barras, haciendo el mismo análisis que para la hora de más bajo consumo, se observa que las perdidas se incrementan en las líneas y es debido a que CADELA


tienen que transportar mas flujo de potencia porque para esta hora las cargas se incrementan y hace que la exigencia corriente por las mismas se incremente. Otra observación es que en algunas líneas cambia el sentido de flujo de potencia, esto se debe al incremento de la generación, estas son las líneas que interconectan Táchira 115 con la Grita 115, El Vigía II 230 con Uribante 230, Barinas I 115 con Planta Páez 115. En este caso también las perdidas de potencia reactiva son mayor que las perdidas de potencia activa, tabla 3.14. Tabla 3.14. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. Sale


Las Morochas-Buena Vista 230 Buena Vista-Vigía II 230 Vigía II-Uribante 230 Planta Páez-Buena Vista 230 Uribante-El Corozo L1 230 Uribante-El Corozo L2 230 Buena Vista-Trujillo 115 Buena Vista-Valera II 115 Buena Vista-Caja Seca 115 Valera II-Trujillo 115 Valera II-La Plata 115 La Plata-Cement Andin 115 San Lorenzo-Valera II 115 Planta Páez-Valera II 115 Planta Páez-Mérida II 115 Mérida II-Mérida I 115 Mérida II-El Vigía I 115 Mérida II-Tovar 115 El Vigía I-Tovar 115 El Vigía I-Fría II 115 El Vigía II-El Vigía I 115 El Vigía II-San Carlos del Z. Tovar-La Grita 115 Fría II-San Antonio 115 Táchira-Fría II 115 La Grita-Táchira 115

Entra

Diferencia

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

171,711 130,962 48,909 41,405 80,202 80,202 17,794 19,428 36,672 17,406 55,617 9,140 43,538 43,690 128,934 26,803 17,839 32,995 16,379 16,648 55,377 23,452 32,819 14,323 22,844 0,413

85,052 13,383 43,047 30,980 2,662 2,662 8,189 15,050 13,006 2,077 8,314 1,132 10,809 5,707 9,199 5,942 13,853 13,785 0,188 9,530 9,096 8,510 20,326 1,659 18,247 26,423

164,150 126,737 48,187 40,895 59,782 59,782 17,447 19,117 36,064 17,294 55,423 9,076 42,416 42,566 128,201 26,601 17,191 31,713 16,192 16,146 55,015 21,943 31,958 14,120 22,805 0,283

41,944 19,881 30,676 16,358 10,620 10,620 10,274 36,671 13,000 2,726 7,988 2,536 7,115 3,289 15,054 5,853 12,853 15,206 0,881 7,870 8,473 8,892 18,962 3,060 18,528 24,937

7,561 4,225 0,722 0,510 20,420 20,420 0,347 0,311 0,608 0,112 0,194 0,064 1,122 1,124 0,733 0,202 0,648 1,282 0,187 0,502 0,362 1,509 0,861 0,203 0,039 0,130

43,108 6,498 12,371 14,622 7,958 7,958 2,085 21,621 0,006 0,649 0,326 1,404 3,694 2,418 5,855 0,089 1,000 1,421 0,693 1,660 0,623 0,382 1,364 1,401 0,281 1,486


CADELA


Continuación: Sale


Táchira-San Cristóbal II 115 Táchira-Palo Grande 115 La Grita-San Cristóbal I 115 El Corozo-Palo Grande 115 El Corozo-San Cristóbal II 115 El Corozo-San Antonio 115 La Grita-El Corozo 115 El Corozo-San Cristóbal I 115 El Corozo-Concordia 115 Uribante-Guasdualito 115 Uribante-TOFFPedrera 115 TOFFPedrera-La Pedrera 115 TOFFPedrera-Guasdualito 115 Planta Páez-Barinas I 115 Barinas I-Barinas II 115 Barinas I-Socopó 115 Barinas I-El Toreño 115 Barinas I-Barinas III 115 Barinas II-Barinas III 115 El Toreño-Libertad 115 Peña Larga-Barinas I 115 Guanare-Barinas I 115 Total de Perdidas de Líneas

Entra

MW

Mvar

MW

10,518 11,766 17,268 13,824 12,996 13,712 0,137 28,721 50,778 13,046 24,133 14,667 9,079 18,822 38,210 20,721 24,952 21,378 3,383 8,800 75,416 52,268 1670,10

4,665 6,557 4,859 0,809 0,616 1,779 2,418 10,467 26,047 0,100 6,701 7,957 0,676 40,388 14,190 1,728 5,246 7,575 0,813 2,039 12,592 0,312 537,362

10,392 11,639 17,016 13,718 12,877 13,511 0,135 28,236 50,388 12,824 23,746 14,661 3,944 18,096 37,945 19,701 23,854 21,213 3,381 8,685 72,095 48,830 1587,99

Mvar

Diferencia MW

6,321 0,126 7,581 0,127 5,344 0,252 1,419 0,106 1,679 0,119 0,207 0,201 0,022 0,002 10,243 0,485 26,000 0,390 4,730 0,222 7,281 0,387 8,000 0,006 3,270 5,135 41,472 0,726 13,813 0,265 2,666 1,020 5,350 1,098 7,716 0,165 1,224 0,002 3,089 0,115 5,253 3,321 5,987 3,438 522,934 82,106

Mvar

1,656 1,024 0,485 0,610 1,063 1,572 2,396 0,224 0,047 4,630 0,580 0,043 2,594 1,084 0,377 0,938 0,104 0,141 0,411 1,050 7,339 5,675 14,428

Para los transformadores ocurre el mismo caso que en el punto (3.2.1) solo que las perdidas por potencia reactiva se incrementa debido a que tienen que entregar mas potencia y por lo tanto los devanados se calentaran transformando esta energía en perdidas reactivas, tabla 3.15.

CADELA


Tabla 3.15. Flujo de potencia a través de los transformadores. Entra

Transformador

Buena Vista 230/115KV Planta Páez 230/115KV El Corozo 230/115KV Uribante 230/115KV El Vigía II 230/115KV Planta Páez 1 16/115KV Planta Páez 2 16/115KV Planta Páez 3 16/230KV Planta Páez 4 16/230KV Planta Táchira 13,8/115KV San Agatón 16/230KV Peña larga 13,8/115KV

Sale

Diferencia

% Perdidas

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

%MW

%Mvar

74,094 25,045 119,562 37,178 77,828 58,225 58,225 58,225 58,225 45,000 148,000 80,000

38,968 65,897 34,757 7,151 23,188 7,412 7,412 22,949 22,949 63,807 73,822 18,232

74,094 25,045 119,562 37,178 77,828 58,225 58,225 58,225 58,225 45,000 148,000 80,000

38,228 81,586 30,013 6,801 17,605 8,884 8,884 17,458 17,458 58,986 58,048 11,466

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

0,740 15,689 4,744 0,350 5,583 1,472 1,472 5,491 5,491 4,821 15,774 6,766

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

1,899 19,230 13,649 4,894 24,077 16,569 16,569 23,927 23,927 7,556 21,368 37,111

En la hora pico se puede observar que todos los parámetros del sistema de potencia varían notablemente debido al incremento en el consumo de energía en las cargas. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.2. 3.3

Análisis del Sistema Occidental de potencia con solo tres Generadores en Planta Páez.

Tomando en cuenta ahora las condiciones de generación de la tabla 3.16 con solo tres máquinas en Planta Páez, las mismas condiciones de carga de la tabla 3.3 y para las dos horas ya mencionadas se hacen de nuevo los análisis para observar en que cambia el sistema de potencia. Tabla 3.16. Condiciones de generación con tres máquinas. 3am

Generación

Planta Páez San Agatón 2 Peña Larga Planta Táchira Total

8pm

MW

Mvar

MVA

Fp

MW

Mvar

MVA

Fp

106.7 144,3 79,9 45 375.9

8.625 48.65 26.29 7.5 91.065

107.05 152.28 84.11 45.62 389.06

0,997 0,95 0,95 0,986 0.97

177.8 148 80 45 450.8

30.75 48.65 36.24 26.4 142.04

180.44 155.79 87.83 52.17 476.23

0,985 0,95 0,91 0,86 0.95

CADELA


3.3.1 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora de más bajo consumo 3am.

A pesar de que se tiene un generador en Planta Páez desconectado, se observa que los niveles de tensión en las barras se mantienen en los limites permitidos, para esta hora, tabla 3.17. Esto se presenta porque el sistema para esta hora no exige tanta demanda de energía. Tabla 3.17. Niveles de tensión en la hora de más bajo consumo. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Las Morochas 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito

238,87 218,75 219,84 223,27 222,87 113,39 113,46 113,24 112,58 114,09 116,32 112,69 110,12 109,76 109,15 112,73 110,64 111,9 110,54 110,89 110,54 110,98 110,12 110,01 108,9 110,49 110,94 110,23 117,65 116,61 115,67

1,04 0,95 0,96 0,97 0,97 0,99 0,99 0,98 0,98 0,99 1,01 0,98 0,96 0,95 0,95 0,98 0,96 0,97 0,96 0,96 0,96 0,97 0,96 0,96 0,95 0,96 0,96 0,96 1,02 1,01 1,01


CADELA


Continuación: Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

108,6 107,85 107,77 106,24 106,5 105,56 111,87 114,7

0,94 0,94 0,94 0,92 0,93 0,92 0,97 1,00

Solamente en la barra de Planta Páez 230KV esta por debajo del nivel de tensión, en 0.89pu. En la tabla 3.18, se observa el resumen total de la zona con esta condición de generación. Tabla 3.18. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. Característica

MW

Generación 376,08 Intercambio Flujo Área -121,53 Carga Conectada 481,82 Perdidas Totales 15,68 Compen. Capacitiva Capacidad Instalada 551,54 Reserva de Máquinas 175,47 Intercambio Centro -24,75 Intercambio Enelco -96,78

Mvar

MVA

Fp

-79,61 353,86 202,48 -137,96 -72,94

384,41 374,15 522,73 138,85

0,98 0,3248 0,9217 0,1129

-6,03 -47,82

25,47 107,95

0,9717 0,8965

El flujo de potencia a través de las líneas de transmisión se puede observar que aumentan las perdidas con respecto al caso 3.2.1, esto debido a que la carga exige mas potencia y existe una limitante en la generación y por lo tanto aumenta el flujo de corriente en la línea, tabla 3.19.

CADELA


Tabla 3.19. Flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. Sale


Las Morochas-Buena Vista 230 Buena Vista-Vigía II 230 Uribante-Vigía II 230 Planta Páez-Buena Vista 230 Uribante-El Corozo L1 230 Uribante-El Corozo L2 230 Buena Vista-Trujillo 115 Buena Vista-Valera II 115 Buena Vista-Caja Seca 115 Valera II-Trujillo 115 Valera II-La Plata 115 La Plata-Cement Andin 115 San Lorenzo-Valera II 115 Planta Páez-Valera II 115 Planta Páez-Mérida II 115 Mérida II-Mérida I 115 Mérida II-El Vigía I 115 Mérida II-Tovar 115 El Vigía I-Tovar 115 El Vigía I-Fría II 115 El Vigía II-El Vigía I 115 El Vigía II-San Carlos del Z.115 Tovar-La Grita 115 Fría II-San Antonio 115 Táchira-Fría II 115 Táchira-La Grita 115 Táchira-San Cristóbal II 115 Táchira-Palo Grande 115 La Grita-San Cristóbal I 115 El Corozo-Palo Grande 115 El Corozo-San Cristóbal II 115 El Corozo-San Antonio 115 El Corozo-La Grita 115 El Corozo-San Cristóbal I 115 El Corozo-Concordia 115 Uribante-Guasdualito 115 Uribante-TOFFPedrera 115 TOFFPedrera-La Pedrera 115 TOFFPedrera-Guasdualito 115 Barinas I-Planta Páez 115 Barinas I-Barinas II 115 Barinas I-Socopó 115

Entra

Diferencia

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

84,716 43,062 9,026 23,560 44,810 44,810 13,966 26,203 22,066 7,281 33,589 5,514 8,091 36,035 61,586 15,557 6,603 11,065 4,203 2,286 38,1924 13,435 5,659 8,025 20,553 12,976 5,804 6,409 13,050 9,010 8,356 8,831 3,022 28,630 30,612 7,755 14,456 8,875 5,467 14,640 23,055 12,244

49,898 20,624 3,167 62,479 9,554 9,554 7,055 15,780 7,742 2,107 0,888 0,597 10,035 36,978 15,568 2,547 10,698 7,820 4,751 0,286 15,7453 4,136 3,148 2,542 0,213 2,586 1,170 1,961 2,414 2,005 1,450 2,881 1,047 4,827 12,210 3,351 0,258 3,715 2,504 23,257 9,269 2,441

82,515 42,642 8,985 22,802 44,603 44,603 13,764 25,820 21,829 7,264 33,528 5,493 8,040 34,636 59,593 15,496 6,453 10,920 4,173 2,274 38,0234 13,282 5,651 7,968 20,536 12,944 5,774 6,380 12,929 8,967 8,310 8,756 3,013 28,249 30,497 7,629 14,342 8,874 5,426 14,405 22,965 11,924

59,573 0,062 22,122 47,920 1,037 1,037 9,932 10,374 9,299 0,974 0,895 2,340 1,384 34,796 15,669 2,998 8,144 5,657 6,527 3,587 15,6057 5,658 0,211 0,503 0,170 4,596 3,105 3,408 4,032 3,130 2,895 0,681 1,675 5,010 12,992 3,102 1,211 3,760 2,459 20,720 9,384 0,041

2,201 0,420 0,042 0,759 0,207 0,207 0,202 0,383 0,238 0,018 0,061 0,021 0,050 1,400 1,993 0,061 0,150 0,145 0,030 0,011 0,169 0,153 0,008 0,057 0,017 0,031 0,030 0,029 0,121 0,042 0,046 0,075 0,009 0,381 0,115 0,127 0,113 0,002 0,041 0,234 0,090 0,319

9,674 20,562 18,955 14,558 8,517 8,517 2,877 5,406 1,557 1,133 0,007 1,743 8,651 2,182 0,101 0,451 2,554 2,163 1,777 3,301 0,140 1,522 2,937 2,039 0,043 2,009 1,935 1,447 1,618 1,125 1,445 2,200 0,629 0,184 0,782 0,250 0,954 0,045 0,045 2,537 0,115 2,400


CADELA


Continuación: Sale


Barinas I-El Toreño 115 Barinas I-Barinas III 115 Barinas II-Barinas III 115 El Toreño-Libertad 115 Peña Larga-Barinas I 115 Guanare-Barinas I 115 Total de Perdidas de Líneas

Entra

MW

Mvar

MW

14,733 12,897 2,046 5,292 77,225 24,752 940,029

2,004 4,853 0,473 0,824 5,211 6,034 400,655

14,404 12,841 2,045 5,257 73,956 23,924 924,702

Diferencia

Mvar

MW

0,441 0,330 5,407 0,056 0,934 0,001 2,239 0,035 12,322 3,269 7,395 0,828 377,413 15,327

Mvar

1,564 0,554 0,462 1,416 7,112 1,360 23,242

En los transformadores se tiene también perdidas solo en el circuito magnético y como en las líneas de transmisión aumentan sus perdidas, tabla 3.20. Tabla 3.20. flujo de potencia a través de los transformadores. Transformador


Entra

Sale

Diferencia

% Perdidas

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

%MW

%Mvar

62,255 11,965 89,203 22,211 51,627 34,625 36,626 0,000 35,525 45,000 144,300 80,000

32,277 69,516 17,368 3,434 22,184 48,136 48,106 0,000 8,918 6,712 0,640 0,359

62,255 11,965 89,203 22,211 51,627 34,625 36,626 0,000 35,525 45,000 144,300 80,000

30,577 67,441 15,134 3,609 19,881 49,611 49,648 0,000 7,038 5,075 11,368 6,073

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

1,700 2,075 2,234 0,175 2,303 1,475 1,541 0,000 1,881 1,637 10,728 5,714

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

5,266 2,985 12,864 4,846 10,380 2,974 3,105 0,000 21,087 24,387 94,369 94,085

En general para esta hora a pesar de que se tienen solo tres generadores en Planta Páez el sistema de potencia responde a la carga conectada de manera eficiente. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.3.

CADELA


3.3.2 Análisis bajo la condición de carga y generación a la hora pico.

En este caso nuestro sistema se torna más ineficiente, debido a la falta de generación de potencia y por la exigencia de la carga. Observamos que hay barras que están casi en el nivel inferior, tabla 3.21. Tabla 3.21. Niveles de tensión por encima de 0.9pu. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Las Morochas 230 Uribante 230 El Corozo 230 Trujillo Valera II La Plata Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Vigía II 115 Fría II Táchira 115 Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Peña Larga Guanare Cementos Andinos Vigía I El Corozo 115

227,88 211,21 208,73 103,52 104,61 104,11 103,2 107,1 104,99 107,56 103,85 104,19 104,54 110,86 107,93 105,74 109,43 107,74 103,03 103 103,35

0,99 0,92 0,91 0,90 0,91 0,91 0,90 0,93 0,91 0,94 0,90 0,91 0,91 0,96 0,94 0,92 0,95 0,94 0,90 0,90 0,90

También observamos que aumentan el numero de barras que están por debajo de 0.9pu, tabla 3.22.

CADELA


Tabla 3.22. Niveles de tensión por debajo de 0.9pu. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Buena Vista 230

202,13 202,46 197,95 99,92 100,93 99,73 101,95 102,97 102,44 102,22 100,39 102,12 101,91 102,54 101,23 101,15 96,49 96,6 94,86

0,88 0,88 0,86 0,87 0,88 0,87 0,89 0,90 0,89 0,89 0,87 0,89 0,89 0,89 0,88 0,88 0,84 0,84 0,82

El Vigía II 230 Planta Páez 230 San Carlos del Z. Mérida II Mérida I Tovar La Grita Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio La Concordia Barinas I Barinas II Barinas III Socopó El Toreño Libertad

Sin un generador se observa como se tienen barras hasta con un nivel de 0.82pu, tal es caso de Libertad, lo que demuestra que a nuestro sistema le hace falta mas generación u otras conexiones que nos alimenten provenientes del SIN. En la tabla 3.23 se muestra la diferencia en KV y en pu de cada una de las barras del sistema en las dos horas seleccionadas.

CADELA


Tabla 3.23. Diferencia de voltajes en las dos horas. Barras 230KV y 115KV

Las Morochas 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

CADELA

Diferencia KV

PU

10,99 16,62 17,38 12,06 14,14 9,87 8,85 9,13 9,55 10,89 9,22 7,7 2,56 8,83 9,42 8,88 10,72 8,9 8,59 6,7 7,57 6,44 7,68 7,79 8,51 8,37 7,59 8,32 6,79 8,68 9,93 6,06 6,62 6,62 9,75 9,9 10,7 2,44 6,96

0,048 0,072 0,076 0,052 0,061 0,086 0,077 0,079 0,083 0,095 0,080 0,067 0,022 0,077 0,082 0,077 0,093 0,077 0,075 0,058 0,066 0,056 0,067 0,068 0,074 0,073 0,066 0,072 0,059 0,075 0,086 0,053 0,058 0,058 0,085 0,086 0,093 0,021 0,061


En la tabla 3.24 se observa el resumen del área total. Tabla 3.24. Resumen del área occidental de intercambio de Potencia. Característica

MW

Mvar

MVA

Fp


447,67 -350,17 749,85 48

217,43 -45,28 294,57 45,09 -61,57

497,68 353,09 805,63 65,86

0,9 0,9917 0,9308 0,7288

4,43 -49,71

63,1 291,51

0,9975 0,9854

551,54 103,87 -62,94 -287,24

Se puede apreciar en la tabla como baja la generación y por consiguiente su factor de potencia y aumentan los reactivos. Para las líneas de transmisión se tiene que disminuye la cantidad de potencia transmitida, es obvio ya que no se cuenta con suficiente generación de potencia activa y no se cuenta en el sistema con alguien quien supla este déficit, tabla 3.25. Tabla 3.25. flujo de potencia a través de las líneas de transmisión. Sale


Las Morochas-Buena Vista 230 Buena Vista-Vigía II 230 Vigía II-Uribante 230 Planta Páez-Buena Vista 230 Uribante-El Corozo L1 230 Uribante-El Corozo L2 230 Buena Vista-Trujillo 115 Buena Vista-Valera II 115 Buena Vista-Caja Seca 115 Valera II-Trujillo 115 Valera II-La Plata 115 La Plata-Cement Andin 115 San Lorenzo-Valera II 115

Entra

Diferencia

MW

Mvar

MW

Mvar

MW

Mvar

205,830 135,235 50,435 12,365 60,899 60,899 17,434 17,620 36,902 17,768 55,826 9,142 58,149

69,372 16,832 47,086 24,243 2,466 2,466 7,744 13,251 13,139 2,645 8,597 1,185 13,517

195,200 130,575 49,604 12,191 60,466 60,466 17,093 17,549 36,064 17,647 55,425 9,076 54,286

27,463 26,713 35,534 7,496 10,262 10,262 9,771 34,255 13,000 3,279 8,350 2,536 13,111

10,630 4,660 0,831 0,174 0,433 0,433 0,341 0,071 0,838 0,121 0,401 0,066 3,863

41,909 9,881 11,552 16,747 7,796 7,796 2,027 21,004 0,139 0,634 0,247 1,351 0,406


CADELA


Continuación: Sale


Planta Páez-Valera II 115 Planta Páez-Mérida II 115 Mérida II-Mérida I 115 Mérida II-El Vigía I 115 Mérida II-Tovar 115 El Vigía I-Tovar 115 El Vigía I-Fría II 115 El Vigía II-El Vigía I 115 El Vigía II-San Carlos del Z. Tovar-La Grita 115 Fría II-San Antonio 115 Táchira-Fría II 115 Táchira-La Grita 115 Táchira-San Cristóbal II 115 Táchira-Palo Grande 115 La Grita-San Cristóbal I 115 El Corozo-Palo Grande 115 El Corozo-San Cristóbal II 115 El Corozo-San Antonio 115 El Corozo-La Grita 115 El Corozo-San Cristóbal I 115 El Corozo-Concordia 115 Uribante-Guasdualito 115 Uribante-TOFFPedrera 115 TOFFPedrera-La Pedrera 115 TOFFPedrera-Guasdualito 115 Planta Páez-Barinas I 115 Barinas I-Barinas II 115 Barinas I-Socopó 115 Barinas I-El Toreño 115 Barinas I-Barinas III 115 Barinas II-Barinas III 115 El Toreño-Libertad 115 Peña Larga-Barinas I 115 Guanare-Barinas I 115 Total de Perdidas de Líneas

Entra

MW

Mvar

MW

27,301 124,739 25,806 15,908 31,135 16,939 16,544 57,68 22,460 31,114 14,211 22,665 0,321 10,374 11,577 16,991 14,017 13,144 13,828 0,194 29,006 50,781 13,050 24,138 14,667 9,081 10,349 38,216 20,749 24,987 21,362 3,384 8,803 75,416 62,936 1632,38

5,385 6,925 5,994 12,908 13,674 1,420 10,462 5,939 8,554 21,222 1,830 19,453 26,040 5,080 6,803 4,943 0,361 0,431 1,862 0,037 10,474 26,061 0,042 6,765 7,953 0,634 47,536 14,221 1,941 5,483 7,599 0,821 2,075 16,394 4,436 534,301

26,621 116,413 25,601 15,373 29,964 16,736 16,015 57,289 21,943 30,760 14,009 22,623 0,179 10,247 11,449 16,744 13,907 13,022 13,623 0,192 28,608 50,366 12,624 23,747 14,661 6,943 9,474 37,945 19,701 23,657 21,213 3,361 6,685 72,002 57,413 1576,75

Mvar

Diferencia MW

9,924 0,680 13,823 8,326 5,992 0,205 11,752 0,535 14,807 1,171 0,415 0,203 8,896 0,529 5,244 0,391 8,915 0,517 19,677 0,354 3,221 0,202 19,726 0,042 27,480 0,142 6,524 0,127 7,845 0,128 5,928 0,247 1,155 0,110 1,476 0,122 0,316 0,205 2,341 0,002 10,213 0,398 26,000 0,415 4,730 0,426 7,323 0,391 8,000 0,006 3,270 2,138 48,213 0,875 13,821 0,271 2,776 1,048 5,495 1,330 7,777 0,149 1,223 0,023 3,089 2,118 8,792 3,414 15,760 5,523 543,971 55,625

Mvar

4,539 6,898 0,002 1,156 1,133 1,005 1,566 0,695 0,361 1,545 1,391 0,273 1,440 1,444 1,042 0,985 0,794 1,045 1,546 2,304 0,261 0,061 4,688 0,558 0,047 2,636 0,677 0,400 0,835 0,012 0,178 0,402 1,014 7,602 11,324 9,670

Los transformadores sufren un incremento en la Transmisión de potencia activa, tabla 3.26.

CADELA


Tabla 3.26. flujo de carga a través de los transformadores. Transformador


Entra MW

Mvar

72,156 45,940 120,931 37,188 80,141 58,225 58,225 0,000 58,225 45,000 148,000 80,000

36,789 49,904 33,939 7,729 20,373 8,451 8,451 0,000 31,834 67,380 79,105 22,211

Sale MW

Diferencia

% Perdidas

Mvar

MW

Mvar

%MW

%Mvar

72,156 34,134 45,940 47,864 120,931 29,074 37,188 6,724 80,141 14,493 58,225 6,991 58,225 6,991 0,000 0,000 58,225 25,661 45,000 62,188 148,000 62,864 80,000 15,283

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

2,655 2,040 4,865 1,005 5,880 1,460 1,460 0,000 6,173 5,192 16,241 6,928

0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

7,217 4,088 14,335 13,003 28,862 17,276 17,276 0,000 19,391 7,706 20,531 31,192

En general para este caso se observa como se nota el déficit de generación y como afecta para la hora pico. Para este caso es donde se pude decir que se deben buscar otras alternativas para suplir este déficit y que afecta de manera considerable a todo el Sistema de Potencia Occidental, sobre todo las barras que están más remotas del sistema de potencia. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.4. 3.4

Análisis del sistema de potencia con la interconexión con Colombia.

Para este caso se tiene que la interconexión con Colombia se hace con el fin de secarle carga al sistema Occidental, interconectando las subestaciones San Cristóbal II y Concordia a Colombia e independizándolas del resto del sistema. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos A.5. 3.5

Análisis General del Sistema Occidental de Potencia.

Después de observar estas tablas se observa que el sistema Occidental de Potencia esta actualmente presentando problemas de déficit de energía, debido al crecimiento de la demanda de la carga, tanto por parte de la generación como la interconexión con el SIN.

CADELA


En el próximo capitulo se harán los respectivos estudios para el mejoramiento del mismo y no depender solamente de la generación Occidental para cubrir la fuerte demanda de potencia que se presentando.

CADELA

CAPITULO IV

PROPUESTAS PARA EL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA OCCIDENTAL DE POTENCIA 115KV UTILIZANDO EL PROGRAMA.

4.1

Propuestas para el mejoramiento del sistema Occidental de Potencia 115KV.

En el capitulo anterior se analizo el Sistema de Potencia Occidental 115KV, mediante los datos arrojados por el programa DIgSILENT, se determino que en este existen problemas de niveles de tensión, los cuales se encuentran algunos por debajo del nivel permitido, además de los consumos de potencia reactiva por las líneas y la falta de generación de energía eléctrica. Para ello se realizan simulaciones mediante el programa para elevar los niveles de tensión y disminuir los consumos de potencia reactiva en las líneas de transmisión, con algunas propuestas dadas para mejorar el sistema de potencia Occidental. Estas propuestas son las siguientes: Ø

La creación de una Subestación en Misoa 230KV para alimentar a la Subestación Buena Vista 230KV con dos líneas de transmisión y eliminar la línea Morochas Buena Vista.

Ø

La creación de una línea en 230KV desde la subestación Acarigua y hasta la barra Barinas IV 230KV.

Ø

La fusión de estas dos propuestas anteriores.

Se hace una proyección de la demanda a 5 años con la siguiente ecuación: Y

=

(1.038) X

MW proy

=

MW act * Y

de donde: X = Años de proyección. Y = Porcentaje de proyección. MW act = Mega vatios actuales.

(4.1)


MW proy = Mega vatios proyectados.

Todos estos reportes serán mostrados en los anexos B, en esta sección se limita solo a explicar el comportamiento del sistema de potencia con las propuestas dadas. El caso en donde se tienen todas las máquinas conectadas en Occidente y la carga a la hora pico, se llama sistema original, dado en el capitulo anterior, para tenerlo como referencia, para hacer las comparaciones en las mejoras del sistema de potencia. 4.1.1 Creación de una Subestación en Misoa 230KV para alimentar a la Subestación Buena Vista 230KV con dos líneas de transmisión y eliminar la línea Morochas Buena Vista.

Esta propuesta consiste en simular mediante el Programa DIgSILENT un patio de 400KV en la subestación Misoa, derivando en este punto las líneas 1 y 2 que van desde Yaracuy hasta el Tablazo 400KV. Conectar en esta un transformador de 400/230KV de capacidad 450MVA. Derivar en este mismo punto las líneas que van desde Yaracuy hasta Morocha 230KV y conectar la línea 3 230KV desde Morochas hasta Misoa, luego conectar dos líneas desde la Barra Misoa 230KV hasta la Barra Buena Vista 230KV. Después de haber construido este diagrama se procede a simular el sistema Occidental de potencia y se verifica que sucede. Todas estas simulaciones se harán para la hora pico es decir para las 20:00 horas o las 8pm. 4.1.1.1 Análisis con dos máquinas en Planta Páez.

En este caso se desconectan dos máquinas en Planta Páez, en la barra 230KV. Al hacer el calculo de flujo de carga se observa que el sistema Occidental de potencia tiene una mejora en todas las barras, pese a que todavía se encuentran algunas barras por debajo del nivel permitido, es decir de 0.9pu. Estos niveles se muestran en la tabla 4.1. CADELA



KV

PU

Misoa 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

233,33 216,48 210,61 214,58 212,13 201,15 110,52 110,93 110,48 109,48 111,97 115,55 110,31 109,86 103,66 102,5 107,62 103,75 106,39 104,42 105,7 104,81 105,98 104,05 103,84 102,22 103,79 105,05 103,64 112,86 109,81 107,7 104,31 103,07 102,94 98,47 98,56 96,86 110,14 110,49

1,014 0,941 0,916 0,933 0,922 0,875 0,961 0,965 0,961 0,952 0,974 1,005 0,959 0,955 0,901 0,891 0,936 0,902 0,925 0,908 0,919 0,911 0,922 0,905 0,903 0,889 0,903 0,913 0,901 0,981 0,955 0,937 0,907 0,896 0,895 0,856 0,857 0,842 0,958 0,961

CADELA


Si comparamos con el sistema original cuando se tiene todas las máquinas en Planta Páez funcionando a su máxima capacidad, a la hora pico con este caso, se observa que los niveles de tensión han subido de forma sustancial en algunas barras. Tabla 4.2. Tabla 4.2. Diferencia de los niveles de tensión. Barras 230KV y 115KV

Misoa 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II

Diferencia KV

PU

2,54 10,88 6,17 2,55 2,6 0,63 5,28 4,2 4,73 4,8 6,9 6,65 3,46 1,57 2,1 2,13 2,99 3,02 2,67 1,96 1,18 1,44 1,13 1,26 1,27 1,43 1,33 1,33 1,35 1,56 3,42 1,38 0,66 0,67

0,011 0,047 0,027 0,011 0,011 0,003 0,046 0,037 0,041 0,042 0,060 0,058 0,030 0,014 0,018 0,019 0,026 0,026 0,023 0,017 0,010 0,013 0,010 0,011 0,011 0,012 0,012 0,012 0,012 0,014 0,030 0,012 0,006 0,006


CADELA



Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

Diferencia KV

PU

0,67 0,73 0,72 0,73 0,27 0,31

0,006 0,006 0,006 0,006 0,002 0,003

En la tabla 4.3 se muestra el intercambio total de potencia con el SIN y la generación. Tabla 4.3. Resumen total de área. Característica

MW

Mvar

MVA

fp


389,45 -603,79 906,88 86,36

364,19 -120,49 295,26 259,61 -55,83

533,20 615,69 953,74 273,59

0,73 0.981 0,95 0.32

-11,82 -132,3

60,36 560,44

0,98 0,97

551,54 162,09 -59,19 -544,6

Se observa que el intercambio de potencia con el SIN aumenta, ya que se encuentra supliendo los MW de energía que el generador no esta entregando a la carga en esta hora. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.1. 4.1.1.2 Análisis con tres máquinas en Planta Páez.

Para este caso se simula con tres máquinas en Planta Páez, se observa como era de esperarse, que aumentan los niveles de tensión en las barras, llevando a la gran mayoría de las barras por encima del nivel permitido. Las barras que están por debajo de este nivel se encuentran cercanas a este, tabla 4.4.

CADELA



KV

PU

Misoa 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

235,07 220,54 211,85 215,09 212,62 203,23 111,51 111,74 111,29 110,3 112,96 116,5 111,13 109,37 104,02 102,68 107,98 104,22 106,81 104,71 105,9 105,04 106,16 104,26 104,05 102,45 104 105,27 103,96 112,93 110,1 108 104,9 103,67 103,54 99,13 99,22 97,54 110,38 111,96

1,022 0,959 0,921 0,935 0,924 0,884 0,970 0,972 0,968 0,959 0,982 1,013 0,966 0,951 0,905 0,893 0,939 0,906 0,929 0,911 0,921 0,913 0,923 0,907 0,905 0,891 0,904 0,915 0,904 0,982 0,957 0,939 0,912 0,901 0,900 0,862 0,863 0,848 0,960 0,974

En la tabla 4.5 se muestra el intercambio total de potencia con el SIN y la generación. CADELA


Tabla 4.5. Resumen total de área. Característica

MW

Mvar

MVA

Fp


447,67 -534,02 906,88 74,82

296,31 -120,09 295,26 194,37 -58,53

536,86 547,36 953,74 208,27

0,83 0,98 0,95 0,36

6,26 -126,35

51,58 499,09

0,99 0,97

551,54 103,87 -51,20 -482,83

Se observa como empieza a disminuir el intercambio de potencia con el SIN, ya que se encuentran tres máquinas en Planta Páez funcionando a su plena capacidad. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.2. 4.1.1.3 Análisis con todas la máquinas en Planta Páez.

En este caso se hace mas optimo el sistema de Occidental de potencia, se observa que efectivamente aumentan todos los niveles de tensión en las barras, tabla 4.6. Tabla 4.6. Niveles de tensión en las barras. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Misoa 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115

236,42 221,92 212,58 215,42 212,93 204,28 112,07 112,22 111,77 110,79 113,56 117,1 111,7 109,67

1,028 0,965 0,924 0,937 0,926 0,888 0,975 0,976 0,972 0,963 0,987 1,018 0,971 0,954 Continua página siguiente:

CADELA



KV

PU

Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

104,19 103,04 108,24 104,49 107,05 104,85 106,01 105,17 106,27 104,37 104,17 102,59 104,13 105,4 103,99 113,11 110,28 108,19 105,28 104,05 103,93 99,56 99,64 97,97 110,53 112,86

0,906 0,896 0,941 0,909 0,931 0,912 0,922 0,915 0,924 0,908 0,906 0,892 0,905 0,917 0,904 0,984 0,959 0,941 0,915 0,905 0,904 0,866 0,866 0,852 0,961 0,981


MW

Mvar

MVA

Fp


505,9 -470,06 906,88 69,07

255,76 -127,51 295,26 162,87 -59,99

566,88 487,05 953,74 176,91

0,89 0,97 0,95 0,39

1,58 -129,08

43,82 445,38

0,99 0,96

551,54 45,64 -43,79 -426,26

CADELA


Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.3. Si compara estos valores con el caso original, se observa como ha mejorado el sistema de potencia, con esta nueva conexión ya que se ha aumentado la capacidad de transmisión con la interconexión con el SIN y a su vez a mejorar la confiabilidad del servicio eléctrico en el Occidente en comparación con el sistema original. 4.1.2 Creación de una línea en 230KV desde la subestación Acarigua y hasta la barra Barinas IV 230KV.

Para este caso se construye dos líneas de transmisión, una que va desde la subestación Acarigua II hasta una nueva subestación llamada Barinas IV en 230KV, se reduce mediante dos autotransformadores 230/115KV de 100MVA y luego conectándola con la barra Barinas I 115KV. La otra línea corresponde desde Acarigua II hasta Planta Páez 230KV. Para la misma condición de carga y generación, se procede a simular el sistema. 4.1.2.1 Análisis con dos máquinas en Planta Páez.

En este caso se observa que se favorecen mas las barras que pertenecen a Barinas, Mérida y Trujillo aunque para el Táchira se favorece también pero en una magnitud pequeña. Los niveles de tensión suben en comparación con el sistema original con todas las máquinas funcionando a plena capacidad. En la tabla 4.8 se muestran los nuevos niveles de tensión.

CADELA



KV

PU

Morochas 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare Barinas IV 230 Barinas IV 115

231,21 208,29 206,13 212,71 210,18 204,17 106,4 107,27 106,79 105,75 106,36 110,16 107,69 109,36 102,08 100,9 105,19 101,32 104,24 102,81 104,76 103,85 105,08 103,05 102,84 101,09 102,75 104 102,57 111,86 108,77 106,61 109,12 107,94 107,82 103,65 103,89 102,3 112,07 111,23 212,49 109,34

1,005 0,906 0,896 0,925 0,914 0,888 0,925 0,933 0,929 0,920 0,925 0,958 0,936 0,951 0,888 0,877 0,915 0,881 0,906 0,894 0,911 0,903 0,914 0,896 0,894 0,879 0,893 0,904 0,892 0,973 0,946 0,927 0,949 0,939 0,938 0,901 0,903 0,890 0,975 0,967 1,848 0,951

CADELA


Si se hace una comparación entre el caso original y este nuevo caso, se observa la diferencia que existe, tablas 4.9. Tabla 4.9. Diferencia entre los niveles de tensión. Barras 230KV y 115KV

Morochas 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

CADELA

Diferencia KV

PU

0,42 2,69 1,69 0,68 0,65 3,65 1,16 0,54 1,04 1,07 1,29 1,26 0,84 1,07 0,52 0,53 0,56 0,59 0,52 0,35 0,24 0,48 0,23 0,26 0,27 0,3 0,29 0,28 0,28 0,56 2,38 0,29 5,47 5,54 5,55 5,91 6,05 6,17 2,2 1,05

0,002 0,012 0,007 0,003 0,003 0,016 0,010 0,005 0,009 0,009 0,011 0,011 0,007 0,009 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005 0,003 0,002 0,004 0,002 0,002 0,002 0,003 0,003 0,002 0,002 0,005 0,021 0,003 0,048 0,048 0,048 0,051 0,053 0,054 0,019 0,009



MW

Mvar

MVA

fp


389,45 -608,65 906,88 91,22

322,58 -153,08 295,26 250,38 -55,66

505,7 627,61 953,74 266,51

0,77 0,97 0,95 0,34

-81,13 -71,95

361,8 265,99

0,97 0,96

551,54 162,09 -352,59 -256,07

Se observa que el intercambio de potencia con el SIN esta supliendo la demanda exigida por la carga y que no esta entregando las máquinas en Planta Páez. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.4. 4.1.2.2 Análisis con tres máquinas en Planta Páez.

Con tres máquinas en Planta Páez lógicamente que los niveles de tensión en las barras suben en una proporción como era de esperarse, pues esta máquina suple la carga que tiene en ese momento el sistema, tabla 4.11. Si se hace una comparación con el sistema original se observa la diferencia entre estos niveles de tensión.

CADELA



KV

PU


232,5 209,51 206,83 213,01 210,47 205,59 106,99 107,82 107,36 106,31 107,04 110,79 108,56 109,75 102,37 101,19 105,43 101,62 105,51 103,01 104,88 103,8 105,19 103,18 102,97 101,24 102,89 104,14 102,71 111,82 108,93 106,79 109,71 108,54 108,42 104,5 104,54 102,96 112,3 112,26 214,06 109,99

1,011 0,911 0,899 0,926 0,915 0,894 0,930 0,938 0,934 0,924 0,931 0,963 0,944 0,954 0,890 0,880 0,917 0,884 0,917 0,896 0,912 0,903 0,915 0,897 0,895 0,880 0,895 0,906 0,893 0,972 0,947 0,929 0,954 0,944 0,943 0,909 0,909 0,895 0,977 0,976 1,861 0,956

CADELA



MW

Mvar

MVA

fp


447,67 -544,86 906,88 85,65

285,68 -148,72 295,26 210,79 -57,15

531,06 564,79 953,74 227,53

0,84 0,96 0,95 0,38

-77,68 -71,04

326,07 238,98

0,97 0,95

551,54 103,87 -316,68 -228,18

Se observa como va aumentando el nivel de generación y disminuye el intercambio de potencia con el SIN, debido a lo ya explicado. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.5. 4.1.2.3 Análisis con todas las máquinas en Planta Páez.

Con todas las máquinas en Planta Páez todavía existen barras que se encuentran por debajo del nivel permitido pero que están muy próximos a él, lo que quiere decir que se hace mas optimo el servicio eléctrico, tabla 4.13.

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KV

PU


233,62 210,33 207,25 213,18 210,83 206,32 107,34 108,15 107,68 106,64 107,43 111,17 109,06 110 102,51 101,34 105,63 101,78 104,66 103,11 104,94 103,87 105,26 103,25 103,04 101,32 102,96 104,21 102,79 111,91 109,03 106,89 110,12 108,96 108,84 104,96 104,99 103,42 112,47 113,06 215,27 110,36

1,016 0,914 0,901 0,927 0,917 0,897 0,933 0,940 0,936 0,927 0,934 0,967 0,948 0,957 0,891 0,881 0,919 0,885 0,910 0,897 0,913 0,903 0,915 0,898 0,896 0,881 0,895 0,906 0,894 0,973 0,948 0,929 0,958 0,947 0,946 0,913 0,913 0,899 0,978 0,983 1,872 0,960

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MW

Mvar

MVA

fp


505,9 -483,52 906,88 82,54

258,30 -152,33 295,26 188,00 -58,04

568,03 506,95 953,74 205,32

0,89 0,95 0,95 0,40

-78,71 -73,63

291,52 215,78

0,96 0,94

551,54 45,64 -280,69 -202,83

Se observa que ha disminuido mas el intercambio de potencia con el SIN, esto debido a que Planta Páez se encuentra a su plena capacidad. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.6. Esta nueva conexión con el SIN nos favorece también en la confiabilidad del servicio eléctrico en el occidente en comparación con el sistema original. 4.1.3 Interconexión de las dos propuestas anteriores con el sistema occidental de potencia.

Ahora si interconectamos los dos casos anteriores, es decir, la conexión Misoa - Buena Vista 230KV, Acarigua II – Barinas IV 230KV y Acarigua II – Planta Páez 230KV y simulamos el sistema con el caso en que solo se encuentran dos máquinas en Planta Páez en la Barra 115KV, nos encontramos que el sistema mejora totalmente, tanto así de que no se depende de la generación en Planta Páez a plena capacidad, sino que se puede disminuir su capacidad hasta el mínimo y así solo utilizarla para los

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momentos de contingencia, como por ejemplo que el SIN nos interrumpa el servicio por un fallo o por alguna causa desfavorable. Se observa que todas la barras se encuentran por arriba del nivel mínimo de tensión, tabla 4.15. Tabla 4.15. Niveles de tensión en las barras. Barras 230KV y 115KV

KV

PU

Misoa 230 Buena Vista 230 El Vigía II 230 Uribante 230 El Corozo 230 Planta Páez 230 Barinas IV 230 Trujillo Valera II La Plata Cementos Andinos Caja Seca Buena Vista 115 San Lorenzo Planta Páez 115 Mérida II Mérida I Vigía II 115 San Carlos del Z. 115 Vigía I Tovar Fría II La Grita Táchira 115 Palo Grande San Cristóbal II San Cristóbal I San Antonio El Corozo 115 La Concordia Uribante 115 La Pedrera Guasdualito Barinas I Barinas II Barinas III

238,7 225,02 214,5 216,19 213,7 211,52 210,79 113,32 113,31 112,88 111,9 115,04 118,51 112,29 110,52 104,92 103,78 108,99 105,28 107,76 105,39 106,34 105,57 106,58 104,73 104,52 102,99 104,49 105,77 104,37 113,52 110,71 108,65 110,03 108,87 108,74

1,04 0,98 0,93 0,94 0,93 0,92 1,83 0,99 0,99 0,98 0,97 1,00 1,03 0,98 0,96 0,91 0,90 0,95 0,92 0,94 0,92 0,92 0,92 0,93 0,91 0,91 0,90 0,91 0,92 0,91 0,99 0,96 0,94 0,96 0,95 0,95

Continua página siguiente: CADELA



KV

PU

Barinas IV 115 Socopo El Toreño Libertad Peña Larga Guanare

110,33 104,66 104,89 103,32 112,43 111,16

0,96 0,91 0,91 0,90 0,98 0,97


MW

Mvar

MVA

Fp


389,45 -585,88 906,88 68,45

136,55 -175,79 295,26 94,83 -62,6

412,69 611,68 953,74 116,95

0,94 0,96 0,95 0,59

-36,19 -139,6

225,56 389,14

0,99 0,93

551,54 162,09 -222,64 -363,24

Se observa que la potencia entregada por el SIN es superior que la potencia generada, además de que sumando estas dos es superior que la potencia exigida por la carga, por lo tanto hace más eficiente el sistema de potencia y más confiable. Estos valores se pueden ver con mas detalle en los anexos B.7. Para este caso no es necesario simular con tres o todas las máquinas de Planta Páez ya que con este, el sistema opera en niveles óptimos de transmisión. 4.2

Observaciones generales de los tres casos.

Con estas propuestas se observa como el sistema de potencia Occidental mejora notablemente con respecto al sistema original. CADELA


Todas las barras en cada uno de los modelos que se hicieron, su nivel de tensión mejoraba, subiendo este hasta el valor permitido y tomando como centro piloto para estas pruebas Planta Páez. Se pudo haber probado también con Planta Táchira, con San Agatón o con Peña Larga. Se tomo esta por ser la de mas aporte de energía al sistema Occidental con 240 MW en su totalidad. También se observa que aumenta notablemente el intercambio de energía con el SIN y que este es capaz de cubrir con la demanda de la carga conectada en un buen porcentaje y así no depender directamente de la generación Occidental directamente.

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CAPITILUO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

5.1

Conclusiones.

El uso de un programa para análisis de sistemas de potencia nos permite

I.

realizar análisis en corto tiempo y de una manera mas precisa sin tendencia a equivocaciones tal como se demostró en los análisis. Vimos la eficacia y la exactitud en el análisis de flujo de potencia o de

II.

carga y la facilidad de manejo del Programa DIgSILENT Power Factory 12.1. Se pueden observar en los anexos algunos de los reportes en donde se

III.

muestran los resultados del flujo de carga del Sistema Occidental de Potencia 115KV. La facilidad de realizar y mostrar el dibujo grafico del diagrama unifilar

IV.

de todo el sistema en estudio, mostrado en los anexos. La facilidad de realizar cambios en el diagrama y el fácil acceso a la base

V.

de datos, para cualquier modificación que se requiera. En los modelos que se montaron, se observa que el sistema mejora en

VI.

todas las barras el nivel de tensión llevando estos hasta el nivel mínimo permitido. VII.

Se comprueba por medio de este en el análisis del Sistema de Potencia Occidental 115KV, que los resultados obtenidos no están muy lejos de los valores dados en la realidad, por lo tanto es un buen simulador para realizar posibles expansiones del sistema a largo plazo.

VIII.

Se pueden realizar todos los estudios que se requieran al sistema, como corto circuito, estabilidad, protecciones armónicas, etc.

IX.

Se observa que el sistema de potencia Occidental requiere de mas Generación y nuevas interconexiones, como los casos Misoa – Buena Vista 230 y Acarigua II Barinas IV, para así llevar la tensión en las


barras a niveles óptimos, como también la reducción de perdidas en las líneas de potencia reactiva, como se muestra en los anexos. 5.2

Recomendaciones para el manejo y uso del programa y para las mejoras del sistema Occidental de Potencia 115KV. I.

Antes de trabajar con este Programa, para cualquier análisis de sistemas de potencia, se debe tener claros todos los conocimientos básicos de Sistemas de Potencia.

II.

Para cualquier análisis o simulación que se quiera realizar, se debe primero crear un nuevo Study Case y luego para este los respectivos System Stage, para así no alterar la base de datos original.

III.

En las simulaciones hechas, encontramos que la más favorable para el sistema a corto plazo en la puesta en servicio de la interconexión Misoa – Buena Vista 230KV, porque esta ayuda a que en el sistema de potencia Occidental aumente la tensión en barras, sobre todo los estados Trujillo, Mérida y Táchira.

IV.

En la simulación hecha con la interconexión Acarigua II – Barinas 230KV, las mejoras se dan sobre todo en los estados Barinas y Mérida.

V.

También es favorable la puesta de mas generación en la Región Occidental, como la puesta en funcionamiento de las Dos máquinas de San Agatón y generar 300MW, así como también todas las máquinas de Planta Táchira con 105MW, nos ayudaría en gran parte a solucionar el problema de baja tensión y compensaría la generación de reactivos para compensar estas perdidas.

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Aplicación Digsilent en SISPOT

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