REVISTA INGENIO
https://doi.org/10.29166/ingenio.v7i2.5805 pISSN 2588-0829
2024 Universidad Central del Ecuador eISSN 2697-3243
CC BY-NC 4.0 —Licencia Creative Commons Reconocimiento-NoComercial 4.0 Internacional vicedecanat.ng@uce.edu.ec
, (), -, . -
This document shows a power ow case study called “Generic 12-Bus Test System for Wind
Power Integration Studies” which is replicated using PowerFactory Digsilent software, in or-
der to have the power ow as close as possible to the case study. At the end of the power ow
study, PV (Power-Voltage) and PQ (Active Power - Reactive Power) curve studies are per-
formed in order to analyze the stability of the SEP electrical system. The PV study evaluates
the relationship between active power and voltage of the electrical power system and the PQ
study evaluates the relationship between active and reactive power in the system. The studies
carried out allow to identify which are the strongest and weakest bars of the system in case
of n-1 contingencies, allowing to establish safe operating limits that can operate the electrical
power system complying with the values of active and reactive power without aecting the
voltage stability in the network, as a result, the worst case scenario of the system under study
is presented and the recommendations that can be implemented to counteract the problem.
El presente documento muestra un caso de estudio de ujo de potencia denominado “Sistema
de pruebas de 12 barras para estudios de integración de la energía eólica” del cual se procede
a replicar mediante el software Power Factory Digsilent, de manera de contar con el ujo
de potencia lo más cercano al caso de estudio, al concluir el estudio de ujo de potencia se
procede a realizar estudios de curvas PV (Potencia-Voltaje) y PQ (Potencia activa – Potencia
Reactiva) para analizar la estabilidad del sistema eléctrico del SEP. En el estudio PV se per-
mite evaluar la relación entre potencia activa y el voltaje del sistema eléctrico de potencia y en
el estudio PQ se evalúa la relación entre potencia activa y reactiva en el sistema. Los estudios
realizados permiten identicar cuáles son las barras del sistema más fuertes y débiles ante
contingencias n-1, permitiendo establecer límites de operación seguros que puede operar el
sistema eléctrico de potencia cumpliendo los valores de potencia activa y reactiva sin afectar
la estabilidad de voltaje en la red, como resultado se presenta el peor de los escenarios del sis-
tema de estudio y que recomendaciones se puede implementar para contrarrestar el problema.
Historial de artículo
Recepción: 07/11/2023
Recibido tras revisión: 04/04/2024
Aprobación: 01/05/2024
Pubicación:15/06/2024
key words
Power System, Power Factory digsilent12
bars, PV curves, QV curves.
palabras clave
Sistema de potencia, Power Factory digsi-
lent, 12 barras, curvas PV, curvas QV
consumo, cada vez apuntan a que el sistema de
potencia se caracterice por ser una red inteligente,
donde los atributos en el sistema eléctrico sean
la auto reparación de perturbaciones, opere con
resiliencia frente a ataques físicos entre otros, sobre
todo proporcione energía eléctrica conable y de
alta calidad de una manera sostenible y amigable al
medio ambiente; el diseño del sistema eléctrico debe
basarse en el control automático y no en una lenta
1. INTRODUCCIÓN
Existe una preocupación inmensa para la Ingeniería
Eléctrica debido a la desaante demanda de energía
eléctrica que exige cada vez más y más la entrega
de cantidades crecientes de energía de una manera
segura, limpia y económica; y el aprovechamiento
que se debe dar a la misma en cada proceso ya
sea de generación, transmisión, distribución o
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP mediante la
Integración de Energía Eólica
Freire Armando Universidad Técnica de Cotopaxi, Latacunga - Ecuador, armando.freire2833@utc.edu.ec
Arias Fernando Universidad Técnica de Cotopaxi, Latacunga - Ecuador, fernando.arias6251@utc.edu.ec
19
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
respuesta de operadores humanos para predecir el
rendimiento de sistemas complejos como en la
búsqueda de herramientas cada vez más poderosas
de análisis y síntesis [1].
Un gran sistema de potencia con sus numerosas
máquinas, líneas y cargas en consecuencias las
constantes de tiempo permiten concentrase en
elementos claves que afectan al transitorio, la
complejidad del modelo depende del tipo de
transitorio, las cargas y sus características, los
parámetros de las máquinas síncronas, los sistemas
de excitación, la turbina mecánica y el regulador de
velocidad son componentes del sistema eléctrico que
inuyen en los pares eléctricos y mecánicos, como
la red antes, durante y después de un transitorio [2].
Los mercados eléctricos y su liberación han
obligado a las redes eléctricas a operar más cerca
de sus límites de capacidad de carga , el principal
problema radica en la estabilidad de tensión que
“reside en mantener la tensión de la red en niveles
aceptables que garanticen su operación estable y su
buen funcionamiento para los usuarios conectados”
[3], debido a la importancia en la funcionalidad
en el sistema de potencia que opera bajo una
carga constante y en algún momento existen
perturbaciones provocando reajuste de los ángulos
de tensión en las máquinas síncronas [4].
La Agencia Internacional de Energía (AIE) en su
análisis estima que para el año 2040 el desarrollo
económico y el crecimiento poblacional en el
mundo tiene una estrecha relación con la demanda
energética y considera un crecimiento de 25 % de
la energía necesaria estos años [5], los recursos
energéticos se ven relacionados con el crecimiento
de la población, esto hace que cada vez exista un
aumento en las cargas conectadas al sistema eléctrico,
al mismo tiempo estas cargas se ven compensadas
con generación distribuida mediante instalaciones
más pequeñas de las señales convencionales pero
situadas próximas a las cargas [6].
Pero la penetración de energía eólica al sistema
eléctrico de potencia genera una problemática
debido al carácter aleatorio del viento; en este tema
nuevos retos se plantean como el control de energía
eólica y la operación estable del sistema, a través
de una buena ejecución de los sistemas de potencia
existentes tanto para el planeamiento y expansión
futura en concordancia con la penetración de
energía eólica, con funciones tales como la
amortiguación del sistema de potencia, control de
voltaje secundario o respuesta inercial [7].
Para estudiar el impacto que tiene la integración
de energía eólica al sistema de potencia fueron
propuestas algunas variantes encontradas en la
literatura. En [8] ilustra el impacto que tiene la
integración de un parque eólico al sistema eléctrico
y asegura que esto conduce al análisis de régimen
estacionario y análisis de régimen dinámico e
inere que los sistemas pequeños y medianos están
relacionados con el mantenimiento de la tensión y
la frecuencia.
En [9] abordan las inquietudes sobre el impacto
de la variabilidad y la incertidumbre de la energía
eólica y la conabilidad con el sistema eléctrico y el
refuerzo de la red, concluyen que la alta integración
de energía eólica al sistema tiene repercusiones
que deben ser tratados mediante una interconexión
adecuada entre centrales eólicas, integración
de generación, planicación de transmisión, y
operación del sistema y mercado.
En [10] analiza la estabilidad de tensión en estado
estacionario y en régimen transitorio mediante la
conexión de generadores eólicos de velocidad ja
y velocidad variable, según resultados arrojados el
sistema se vuelve más inestable a medida que van
ingresando estos generadores a la red y se vuelve
más estable si los parques eólicos están distribuidos
en varios puntos de la red que si están concentrados
en un mismo punto.
Mientras que [11] dene la importancia del estudio
de estabilidad de sistemas presentando condiciones
de respuesta ante una falla o perturbación y asegura
que las fuentes de energía no convencionales como
la energía eólica y fotovoltaica no poseen inercia
por lo que desarrolla un modelo de simulación
de estabilidad de frecuencia mediante el software
DIgSILENT Power Factory obteniendo como
resultado el comportamiento de frecuencia ante una
falla del sistema.
En [12] los autores estudian la identicación óptima
para el ingreso de generación eólica y fotovoltaica
desde el punto de vista de análisis de estabilidad
en pequeña señal, desarrollando un programa de
simulación entre el software DIgSILENT Power
Factory y Paython, con el n de incrementar la
seguridad en el sistema de potencia.
20
Freire A., Arias F.
El análisis en estabilidad de voltaje determina
medidas que evitan el colapso de tensión
incrementando la estabilidad del sistema de
potencia, es por ello la importancia de mantener la
estabilidad de tensión ante la ocurrencia de fallas a
medida que aumenta la penetración de energía eólica
al sistema ya que el disparo de aerogeneradores
provoca perturbaciones locales que contribuyen a la
amplicación de una falla encaminando al colapso
de tensión al sistema.
La intención del trabajo se maniesta a través de la
integración de energía eólica al sistema eléctrico de
potencia mediante el sistema genérico de prueba de
12 barras, a través de una simulación en software
Power Factory Digsilent el objetivo principal es
ver el comportamiento del sistema de energía y la
estabilidad del sistema eléctrico del SEP mediante
el análisis de las curvas PV (Potencia-Voltaje) y PQ
(Potencia activa – Potencia Reactiva, el propósito
radica en analizar cuáles son las barras del sistema
más fuertes y débiles ante contingencias n-1.
2. FUNDAMENTO TEÓRICO
2.1
Aspectos generales por la integración de
generación eólica a los sistemas eléctricos de
potencia
El punto de acoplamiento común (PCC) o conexión
entre los sistemas eléctricos de potencia y los
parques eólicos deben mantener los parámetros
del sistema dentro de los límites establecidos, bajo
normas y regulaciones de la calidad de energía.
Se deben estar consciente de las afectaciones del
sistema a medida que se integran la generación
eólica, afectaciones dependientes de la fortaleza del
sistema eléctrico de potencia y de la tecnología del
aerogenerador [13].
2.1.1 Debilidad del sistema eléctrico de potencia
La debilidad del sistema eléctrico en
aerogeneradores se puede analizar mediante dos
criterios fundamentales como son [14]; relación
entre la reactancia y resistencia equivalente (X/R);
relación de potencia de corto circuito o Short Circuit
Ratio (SCR).
2.1.2 Estabilidad de tensión al sistema
eléctrico por la integración de energía eólica
Estabilidad de tensión reere a la destreza que tiene
el sistema de potencia para conservar la tensión
constante en condiciones normales o de emergencia,
luego de una perturbación en los diferentes nodos de
una red, si ocurre una perturbación como un cambio
en las condiciones del sistema o el incremento en la
demanda disminuye la tensión de forma progresiva
e incontrolada como por ejemplo la incapacidad del
sistema para compensar las variaciones de potencia
reactiva, el sistema eléctrico de potencia se vuelve
crítico cuando la demanda es máxima y las tensiones
en los nodos alcanzan un valor mínimo y cuando la
demanda es mínima siendo las tensiones máximas [2].
La regulación de la tensión tiene una relación
directa con la compensación de potencia reactiva,
siendo los aerogeneradores de velocidad ja o los
de velocidad variable los que consumen potencia
reactiva, volviéndose un aspecto importante al
instante que se integran los parques eólicos a la red,
también reduce transferencia de potencia por las
líneas de transmisión y distribución lo cual reduce
pérdidas de potencia activa si el nivel de penetración
de generación eólica a la red se incrementa pérdidas
por las líneas hasta llegar a un cambio del perl de
tensión reduciendo la tensión en los nodos hasta
llegar a valores por debajo de límites establecidos
en la normativas[15].
Los efectos indeseados en el sistema eléctrico
provocan caídas bruscas de la tensión, ante esto
los aerogeneradores deben mantenerse conectados
luego de la perturbación y tener la capacidad de
sobrepasar la caída de tensión [16].
Para el estudio de la turbina eólica ante perturbaciones
tiene que ver el tipo de tecnología utilizada como
para aerogeneradores de velocidad ja la caída
de tensión limita la capacidad del generador de
inducción a inyectar potencia a la red teniendo una
alta corriente debido al bajo valor de la tensión el
generador soporta estos niveles de corriente en un
periodo corto tiempo sin que la máquina sufra daños,
no obstante el desequilibrio de la potencia eléctrica
y mecánica permite la aceleración llegando al punto
del aerogenerador no pueda desacelerar y retornar
a la velocidad de trabajo antes del disturbio donde
actúen las protecciones desconectando a la turbina
eólica de la red, siendo dependiente de la duración
21
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
de la falla, potencia nominal e inercia del generador.
Lo que no pasa con el generador eólico de velocidad
variable que es más tolerante ante falla ya que puede
variar la velocidad debido a que el rotor de la turbina
emplea como almacenador de energía cinética que es
directamente proporcional a la inercia y al cuadrado
de la velocidad del rotor [17].
2.2 Estabilidad de Voltaje en los Sistemas
Eléctricos de Potencia
La inestabilidad de voltaje proviene del intento
de cargas dinámicas para restaurar el consumo de
potencia más allá de la capacidad combinada del
sistema de generación y transmisión.
2.2.1 Análisis en estado estable
La intensidad del campo magnético y la corriente
de excitación resultante no son sinusoidales en
estado estacionario, debido a la curva no lineal, sin
embargo, una vez alcanzado el estado estacionario
aplicación de la tensión continua, las corrientes y
los enlaces de ambos devanados se convierten en
los mismos, el circuito secundario está abierto, y la
inductancia del punto de accionamiento, que es la
relación de ujo del primario [18].
Una máquina de inducción trifásica con resistencia
de rotor constante el deslizamiento del motor con
una frecuencia angular nominal y una velocidad
del rotor en radianes eléctricos, dene que todos
los transitorios eléctricos han alcanzado el estado
estacionario. Sin embargo, hay que tener en
cuenta que el motor no está necesariamente en
estado estacionario mecánico, y por lo tanto el
deslizamiento del motor puede variar [19].
Cuando el generador está proporcionando potencia
activa a la red, el ángulo del rotor 𝛿 será mayor que
el ángulo de la tensión del bus terminal 𝜃 [20].
2.2.2 Estabilidad de tensión
Según la IEEE/CIGRÉ en el año 2004 denió a la
estabilidad de voltaje como: “La capacidad de un
sistema de energía eléctrica, para una potencia inicial
dada condición de funcionamiento, para recuperar un
estado de equilibrio operativo después de ser someti-
do a una perturbación física, con la mayoría de las
variables del sistema acotadas de modo que prác-
ticamente todo el sistema permanece intacto” [1].
La inestabilidad de tensión produce por el intento
de la dinámica de carga para reintegrar la energía
sobrepasando el sistema combinado de generación
y transmisión [19].
La inestabilidad dinámica de tensión está
condicionada por la carga, esto ha contribuido a
grandes apagones, aunque no sea la única causa
suele manifestarse en cuestión de 5-10 segundos
[20], [19].
2.2.3 Curvas PV
Las curvas PV de la red y de la carga son las
características de equilibrio de la dinámica del
sistema, donde se determina las soluciones reales
de voltaje a medida que se incrementa la potencia
real de la carga a un factor de potencia constante
[19], como vemos en las Eqs. 1 y 2.
(1)
(2)
Donde:
Pmax: Es la potencia máxima del sistema.
Vcrit: Es el voltaje crítico.
Las curvas de factor de potencia unitario pueden
obtenerse a partir de los perles de tensión y
potencia, para calcular las curvas PV es más
conveniente rescribir como una ecuación cuadrática
para P [21], como muestra la Fig. 1.
(3)
La solución general viene dada por la Eq. 4.
(4)
Figura 1.
Curvas PV para varios factores de potencia
Fuente: [22].
22
Freire A., Arias F.
2.2.4 Curvas QV
Las curvas PV no son la única proyección de la
misma manera podemos proyectar los meridianos
sobre el plano QV obteniendo así las curvas QV,
considerado las curvas QV corresponden a una
potencia activa constante P.
Una curva VQ expresa la relación entre el reactivo
y una barra determinada y la tensión en esa misma
barra, el sistema no puede operar sin que inyecte
potencia reactiva, estas ayudan a determinar la
cantidad de compensación shunt para restaurar el
punto de operación o el voltaje deseado [19].
(5)
(6)
Dónde:
P: Es la potencia activa conocida como potencia
real su unidad es el vatio (W).
Q: Es la potencia reactiva su unidad es el (Var).
Las curvas QV es una característica de la red y de la
carga, la carga debe ser representada adecuadamente
a través de su característica de estado estable.
2.2.5 Estabilidad Angular
Estabilidad del ángulo del rotor: la capacidad de las
máquinas síncronas de un sistema eléctrico inter-
conectado de permanecer en sincronismo después de
ser sometidas a una perturbación [1].
La estabilidad del ángulo del rotor del generador, ya
sea en forma de oscilaciones electromecánicas no
amortiguadas o en forma de aceleración monótona
del rotor, en forma de aceleración monótona del rotor
que conduce a la pérdida de sincronismo, el primer
tipo de inestabilidad se debe a la falta de par de am-
ortiguación, y el segundo a la falta de par de sincron-
ización, suele durar unos cuantos segundos [19].
Consiste en resolver la ecuación de oscilación para
encontrar la posición angular del rotor de la máquina
como una función del tiempo. Donde T es el torque
neto o la suma algebraica de todos los torques.
2.2.6 Estabilidad de frecuencia
Estabilidad de la frecuencia: es la capacidad de
un sistema eléctrico para mantener la frecuencia
estable después de una perturbación severa del
sistema que provoca un desequilibrio importante
entre la generación y la carga [1].
2.2.7 Estabilidad Transitoria
El período de oscilación mecánica de una máquina
durante una perturbación es del orden de 1 segundo,
y el comportamiento de la máquina durante el
primer cuarto de período suele ser suciente para
mostrar si el sistema es estable o inestable [18].
Cuando el sistema sufre un disturbio severo
involucrando rápidos cambios se denomina
estabilidad transitoria o de grandes perturbaciones,
hay que evaluar el comportamiento del sistema
para un conjunto de perturbaciones especícas, las
reactancias transitorias del generador [19].
El modelo se basa en las siguientes suposiciones:
1. La máquina funciona en condiciones de secuencia
positiva trifásica equilibrada de secuencia positiva.
2. La excitación de la máquina es constante.
3.Las pérdidas de la máquina, la saturación y la
saliencia se desprecian.
En estabilidad transitoria, se pueden utilizar modelos
detallados para representar las excitaciones, las
pérdidas, la saturación y la saliencia. Sin embargo,
el modelo simplicado reduce la complejidad del
modelo [1].
Las trayectorias de fase de los ángulos y velocidades
del rotor de la máquina de los rotores de la máquina
para la importancia de los puntos de equilibrio
estables e inestables determinan la estabilidad
transitoria, la función de energía tendría que tener
en cuenta el impacto del equipo de control y los
modelos de carga en la función de energía potencial,
y los métodos directos calcularían el punto de
equilibrio inestable [21].
La capacidad para controlar la potencia reactiva
para regular las tensiones del bus, puede aplicarse
para mejorar la estabilidad transitoria, se utilizan
modelos clásicos para representar máquinas, que se
suponen idénticas, y la reactancia X está formada
por las reactancias de la línea de transmisión, las
reactancias del transformador y las reactancias
transitorias de eje directo de la máquina, entonces
tenemos voltajes de las máquinas, la curva P de
transferencia sin compensación en derivación.
23
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
2.2.8 Estabilidad Oscilatoria
Para el caso de inestabilidad de tensión oscilatoria de
corta duración consideramos un sistema que consiste
en un generador síncrono que alimenta un motor
de inducción trifásico aislado, el par mecánico del
motor se considera constante, es bien sabido que un
punto de equilibrio estable puede volverse inestable
tras una variación de los parámetros, este tipo de
inestabilidad oscilatoria se asocia en los sistemas
no lineales con la bifurcación, el comportamiento
oscilatorio del sistema generador-motor se debe a
la interacción de dos procesos de restablecimiento
de la carga que actúan en la misma escala temporal.
Una inestabilidad oscilatoria a corto plazo, suele
deberse a ajustes incorrectos de los equipos de
control, como los AVR del generador [19].
Una vez que se inicia una oscilación en modo
electromecánico, puede observarse en muchas
señales incluyendo la frecuencia, la magnitud y el
ángulo de la tensión del bus, y los ujos de potencia
activa en líneas de transmisión. La frecuencia
oscilatoria y la relación de amortiguamiento pueden
calcularse utilizando métodos de análisis modal.
El ujo de energía en la línea disparada se dispersará
a las líneas paralelas, haciendo de la frecuencia de
bus medida, ángulo de tensión y los valores de la
magnitud de la corriente cambien bruscamente al
inicio de la avería [20].
2.3 CASO DE ESTUDIO
El sistema de prueba genérico está basado en un
pequeño sistema de energía aislado con cuatro áreas
importantes, el área 1 es la mayor área de generación
de energía térmica y las cargas son industriales
residenciales, el área 2 abastece con generación
de energía hidráulica dominante y su carga ocupa
una pequeña cantidad de área rural, el área 3 está
alimentada mediante generación de energía térmica
y su consumo es una carga fuertemente industrial,
mientras en el área 4 su generación es mediante la
integración de recursos eólicos y está conectado
básicamente en la barra 5, ver gura 1 de [7].
Tabla 1.
Datos del sistema genérico de12 barras
2.3.1 Sistema eléctrico de potencia “Generic
12-Bus Test System for Wind Power Integration
Studies”[7]
A continuación de acuerdo al artículo en [7],
“Sistema de pruebas de 12 barras para estudios
de integración de la energía eólica”, se procede a
realizar el analisis del sistema de potencia mediante
los parámetros presentados en el texto se ejecuta
la implementación en el software de simulación
Digsilent PowerFactory.
En la gura 2 se observa el diseño de red del
sistema eléctrico de potencia comprendida por 4
generadores, 12 barras, 4 transformadores cada
uno de diferente capacidad, 2 autotransformadores,
6 cargas, líneas de transmisión, componentes con
características establecidas sus valores y distancias
expuestas en la tabla 1, además el voltaje en las
barras cumple el código de red al tener un +-5% de
variación de su voltaje nominal.
Luego de haber modelado el sistema e ingresado
todos los parámetros, se efectuó el cálculo de
ujo, en la gura 3 se observa el corrido del ujo
de potencia, la resolución del sistema de ujo y su
iteración en 5 pasos, como vemos el sistema en 5
intentos de Newton Raphson ya logró converger
sin ninguna advertencia dando como resultado,
valores con mínimo de error en sus barras, además
del mensaje que muestra mediante elementos azules
indicando que la máquina de referencia es G1 y que
se encuentra conectado a la barra 9.
24
Freire A., Arias F.
Figura 2.
Flujo de potencia “Generic 12-Bus Test System for Wind Power Integration Studies”
Figura 3.
Reporte de control de ujo de potencia “Generic 12-Bus Test System for Wind Power Integration Studies”
Figura 4.
Curvas PV “Generic 12-Bus Test System for Wind Power Integration Studies”
25
Freire A., Arias F.
3. DISCUSIÓN Y RESULTADOS
3.1 Determinación de las curvas PV en todas las
barras del SEP y determinación de la barra más
débil
Se realiza la ejecución de las curvas PV para todas
las barras del sistema eléctrico de potencia con el
n de poder identicar cual es la barra más débil
del sistema.
En la gura 4. se identica las curvas PV de todas las
barras del sistema eléctrico de potencia en estudio,
exponiendo como resultado a la barra 5 identicada
como la barra más crítica del sistema, ya que tiene la
mayor tasa de declinación en el voltaje y a medida
que se incrementa la potencia se puede observar que
decae el voltaje al realizar el estudio de potencia
con respecto al voltaje seteado en 0,96 p.u.
En la Fig. 5 se observa, que la barra del SEP identi-
cada como bus_5 es la más débil al llegar a un valor
de 0,77 p.u. en su voltaje en esta barra con respecto a
todas las barras, se procede a realizar el análisis solo
para la barra más crítica identicada en la corrida de
ujo como bus_5, para una mejor visualización en la
Fig. 6 (Anexo Figura.6) se observa el comportamien-
to de la curva PV de la barra 5.
En la Fig. 6, se observa la curva del comportamiento
de voltaje, curva PV que permite saber cuanta carga
puede llegar a tener hasta llegar a la potencia máxima,
esto muestra en 3 escenarios el primero dispuesto en
la carga con 100,20 MW al tener un voltaje de 1 p.u.,
el segundo como mínimo de 151,10 MW y mantener
un voltaje en barra de 0,96 p.u. y el último lo máximo
que puede alcanzar de potencia activa 222,60 MW
pero sin cumplir el código de red establecido, valores
que sirven para saber cuanta carga se puede poner en
la barra sin sobrecarga.
Figura 5.
Barra más debil del SEP “Generic 12-Bus Test System for Wind Power Integration Studies”
26
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
3.2 Determinación del margen de potencia
reactiva mediante las curvas QV
Para la barra más débil conocida como la barra 5
del SEP conectamos un generador estático de 200
MVA que despache 200 MW debido a la potencia
activa consumida en la carga que va de 100 a 200
MW y aplicamos el script de curvas QV sobre
la barra 5 y su carga en las cuales se obtiene las
siguientes curvas QV en pasos de 20 MW (Anexo
Figura.7).
En la gura 7 muestra las curvas QV donde se tiene
los márgenes de potencia reactiva y 6 curvas desde
100 MW en saltos de 20 hasta 200 MW, donde el
punto de inestabilidad y los voltajes corresponden
con las curvas PV, este valor indica que para llegar
con el voltaje a 1 pu, se necesita inyectar un banco
de aproximadamente 141 Mvar para pasar los 200
MW.
3.3 Respecto al modelo 12-bus Genérico, se
requiere que se desagregue cada máquina de
acuerdo a lo que señala en el paiper base
En la gura 8 (Anexo Figura.8) se observa el modelo
desagregado de SEP donde el circuito equivalente
pasa a desagregarse con la condición que la máxima
potencia sea igual a la suma de todas las máquinas.
3.4 Realizar una falla trifásica en la línea que
conecta a las barras B7 y B8 al 5 % de distancia
desde la subestación B8, para determinar el
tiempo crítico de despeje de falla
En la imagen de la gura 9 (Anexo Figura.9) se
observa una estabilidad transitoria predominante
por el generador 3 que alcanza hasta un tiempo
crítico de 600 ms.
En el modelo desagragado de la gura 8 se requiere
realizar la desconexión en el elemento de maniobra
para la salida de las línea 7-8 (Anexo Figura.10).
En la gura 10 se observa en las barras 7 y 8,
circulos señalados con color rojo que muestran la
desconexión de la línea que une las barras 7-8. La
imagen de la gura 11 (Anexo Figura.10) muestra
el ángulo del rotor de los generadores del sistema,
destacando en generador 3 de un sistema estable
pasa a la inestabilidad transitoria pasado los 660
ms, ya que al ingresar el AVR al sistema se vuelve
inestable, la estabilidad transitoria necesita altas
ganancias de AVR para que sostenga durante el
corto circuito y no provoque inestabilidad al sistema.
activa, reactiva y velocidad de las máquinas
correspondientes al punto 2, voltajes de barra,
potencia activa y reactiva por las líneas y
frecuencias del sistema en Hz
En la gura 12 presenta las grácas de curva de
ángulos, en (a), el generador 3 se observa que existe
una transferencia de potencia grande en un tiempo
de 7 ms donde no pierde sincronismo para regresar
a su nuevo ángulo, en (b) se observa como oscila la
potencia activa de cada una de las máquinas donde a
4,48 ms alcanza 207,27 MW, en (c) observamos que
durante el cortocircuito muestra potencia reactiva
a un tiempo de 2 ms alcanza un valor de 269, 28
Mvar, en (d) muestra en su gráca que después de 2
ms sube la velocidad de las máquinas hasta 10 ms
alcanzando un valor de 1,15 pu, en (e) observamos
como cae la magnitud de voltaje en el momento del
corto circuito y luego de un tiempo se recupera, en
(f) y (g) se observa la gráca del comportamiento
tanto de potencias activas como reactivas de las
líneas de todo el sistema de transmisión, en (h) se
observa que la frecuencia en las barras se disparan a
medida que se crea el evento de cortocircuito.
3.6 Realizar un evento que implique la salida de uno
de los generadores del grupo de dos generadores
Como se observa en la gura 13 (Anexo Figura.13),
se ejecuta la salida del generador G3_2 que
se encuentra anclado a la barra 11 del modelo
desagregado del sistema de potencia y se requiere
presentar como resultado principal la respuesta de
frecuencia del sistema como se observa en la gura
14 (Anexo Figura.14).
En la gura 14 se observa que la frecuencia en las
barras del sistema se mantiene hasta 2 ms, luego
decae en todo el sistema hasta llegar a un valor 49,39
Hz lo que tiende a restablecer y sube nuevamente
hasta llegar a un valor de 49,77 Hz dependiendo de
la forma del tamaño de la máquina, cada máquina
tiene su propia respuesta de frecuencia natural, la
frecuencia de una máquina va hacer diferente a
la frecuencia de oscilación de otra, hasta que las
fuerzas de amortiguamiento hagan que aquellas
oscilaciones decaigan.
27
Freire A., Arias F.
3.7 Mostrar las variables de salida: voltajes
en barra, potencias a través de las líneas de
transmisión, potencia de generadores, ángulos de
las máquinas, potencia mecánica de las máquinas
En la gura 15 (Anexo Figura.14) con la
implementación del sistemas de control, reguladores
automáticos de voltaje reguladores de velocidad,
estabilizadores de potencia, presentan la gráca de
curvas de variable de salida, en (a) se observa que
el voltaje en barras comienza a oscilar hasta que
disminuye la oscilación y se amortigua; en (b) se
observa las curvas de la potencia reactiva en las
L/T donde empieza a oscilar y luego disminuye
regresando a su estado normal ; en (c) se observa la
potencia activa de secuencia positiva de todas las L/T;
en (d) se observa la potencia en los generadores; en
(e) se observa los ángulos del rotor de las máquinas;
en (f) las curvas de las potencias mecánicas en las
turbina de los generadores.
3.8 Análisis del caso de estudio
El caso de estudio “Sistema de pruebas de 12 bar-
ras para estudios de integración de la energía eólica”
presenta ser un caso robusto de un SEP al contar con
condiciones estables de generación y carga al man-
tener sus voltajes cercanos a su valor nominal en es-
tado estable, pero al ser sometido a contingencia n-1
se obtuvo que la línea de transmisión 7-8 es la más
débil del SEP debido a que fuera del sistema ya no
converge, como recomendación para los parámetros
de las líneas de transmisión a nivel de 230 kV utilizar
los valores de la línea 2-5 para todas las líneas a ese
nivel de voltaje y observaremos que tendremos un
mejor valor cercano a los valores del artículo.
Para determinar el margen de potencia reactiva
de la barra 5 se implementó un generador estático
de 200 MVA, el cual servirá en la simulación de
determinar la cantidad de potencia reactiva necesaria
para compensar en la barra y no disminuir el voltaje
al incremento de carga, este proceso presenta una
inyección de potencia activa de 100 a 200 MW en
pasos de 20 MW donde se evidencia que se necesita
una compensación 140 MVAr en la barra para tener
valores de voltaje en 1 p.u.
Hay que detallar que, al ser un sistema robusto, se
presenta una barra débil al correr curvas PV en la
barra 5 que tiene baja carga en el SEP, en esta barra se
evidencia que alcanza subir su carga hasta 222 MW
antes de aproximarse al colapso, pero en condiciones
de operación vemos que en este caso solo podemos
aumentar hasta los 150 MW manteniendo nuestro
perl de voltaje mayor al 0,96 p.u., cabe señalar que
la barra 4 le sigue como barra débil y las demás barras
se encuentran por encima de lo establecido, como
resultado estas barras son débiles al incremento de
carga para lo cual se recomienda el aumento de banco
de capacitores o la alimentación de otro circuito más
a la barra para la robustez del SEP .
Al implementar eventos de cortocircuito, despeje
y apertura de falla en la línea 7 y 8 que representa
mayores problemas por la salida de esta línea, dado
como resultado un tiempo crítico de 600 ms para que
sea estable el sistema sin entrar al colapso después
de este tiempo en el estado dinámico se observa el
aporte por parte de la planta de generación número 3
de potencia reactiva en el momento de falla y luego
un aporte de potencia activa al estabilizar el sistema
luego de la perturbación, debido a la pérdida de esta
línea del sistema los voltajes en las barras caen y son
más notorias en la parte sur del SEP nalmente una
frecuencia que aumenta y es diferente hasta hacer
alcanzar la estabilidad.
La implementación del uso de controladores
reguladores automáticos de voltaje y gobernadores
ayudaron a mejorar la estabilidad aportando
amortiguamiento necesario para posibles fallas
o contingencias del sistema, para el estudio se
realizó la salida del segundo generador de la planta
de generación número 3 dando como resultado
la estabilidad del sistema en toda la generación
,estabilizando una frecuencia mediante inercia de
los generadores y los AVR hasta una caída de los
50 Hz a 49,4 Hz y por medio de las entradas de los
gobernadores ayudaron al sistema a establecer en
49,7 Hz por medio del aporte de potencia mecánica
del gobernador restante de la planta del generador 3.
El sistema de prueba que respalda el estudio de energía
eólica que contribuye al sistema como es el caso de
la barra 5 se pudo observar que es relativamente
débil, sometiéndose a límites de estabilidad el
sistema presenta ser estable en condiciones de estado
estacionario manteniéndose dentro de los límites de
± 5 % de los valores nominales.
28
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
4. CONCLUSIONES
En el sistema de pruebas de 12 barras con escenarios
de integración de energía eólica al sistema eléctrico
de potencia, se realiza la simulación en el software
Power Factory Digsilent donde se presenta los
datos con precisión para lograr características
reales, el mismo que demostró ser un caso robusto
en condiciones normales de generación y carga,
pero al ser sometido a contingencia n-1 se verica
principalmente que la línea 7-8 es la más débil del
SEP.
Al correr curvas PV en la barra 5 que es la que
abarca la integración de energía eólica y tiene baja
carga, presenta ser una barra débil ya que alcanza a
subir su carga hasta 222 MW antes de aproximarse
al colapso, pero en condiciones de operación vemos
que en este caso solo podemos aumentar hasta los
150 MW manteniendo el perl de voltaje mayor al
0,96 p.u.
Al implementar el generador estático de 200
MVA ayudó a determinar la cantidad de potencia
reactiva necesario para compensar en la barra 5 y
no disminuir el voltaje al incremento de la carga,
además de permitir la simulación de curvas QV.
Para la integración de generación eólica se necesita
de la robustez de la red para permitir conocer
cuanta potencia se puede colocar de generación y
carga, analizar modelos dinámicos siendo necesario
saber la robustez con valores de cortocircuito en
los puntos de la red, se seleccionó contingencias y
ciertos eventos que logren mantener en oscilación
a las máquinas interconectadas sin perder el
sincronismo.
R
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30
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
Figura 10.
Salida de la línea 7-8 “Generic 12-Bus Test System
for Wind Power Integration Studies.
Figura 11.
Angulo del rotor generación 3 inestable.
Figura 12.
Resultados: (a) Curvas de ángulos del rotor;
(b) Potencia activa del generador; (c) Potencia
reactiva del generador; (d) Velocidad; (e) Voltajes;
(f) Potencia activa del L/T; (g) Potencia reactiva
del L/T; (h) Frecuencia.
(a)
ANEXOS
Figura 6.
Curvas PV de la barra 5 del SEP
Figura 7.
Curvas QV barra 5 “Generic 12-Bus Test System
for Wind Power Integration Studies”
Figura 8.
Modelo desagregado “Generic 12-Bus Test
System for Wind Power Integration Studies”
Figura 9.
Tiempo crítico con respecto a la velocidad angular.
31
Freire A., Arias F.
(g)
(h)
Figura 13.
Salida del segundo generador de la planta número 3.
Figura 14.
Respuesta de frecuencia del SEP.
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
32
Análisis de Curvas PV y QV en Flujos de Potencia para Estabilidad en SEP Mediante la Integración de Energía Eólica
(d)
(e)
(f)
Figura 15.
Resultados: (a) Voltaje en barras; (b) Potencia
activa en L/T; (c) Potencia reactiva L/T; (d) Potencia
en los generadores; (e) Ángulos de las máquinas; (f)
Potencias mecánicas.
(a)
(b)
(c)
