A modo ilustrativo, se presenta a seguir el área de trabajo del software referido (Fig. A2.7.1):
Fig. A.2.7.1, Fragmento Monolineal PSX.
Barras.
Con excepción de las barras de los centrales azucareros, todas barras del Sistema se han declaradas como barras de control la del lado de baja de los transformadores; luego todas barras están en conexión Y aterrada. Se asume una oscilación de voltaje de ± 20%, así como la configuración según carga o generación a los nodos PQ, PV y nodo de Balance.En la Fig A.2.7.2, exhibe un fragmento del área de trabajo referido a las barras.
Fig. A.2.7.2, Fragmento Software PSX, Barras.
Transformadores de Distribución.
transformador según mediciones suministradas por la Organización Básica Eléctrica, estando estas poco sujetas a cambios significativos durante el estudio. Tales transformadores son fijos, sin derivaciones, aunque en realidad tienen un ± 5%, con un paso de 2,5 %. Según pruebas y datos de chapa específicos de cada transformador, respetando sus configuraciones se calculó su corriente nominal por baja según el tipo de conexión como aparece en las expresiones A.2.7.1 y A.2.7.2.
La R y X en por unidad referido a los MVA de cada transformador se calculó en función de la impedancia equivalente la cual se obtuvo de acuerdo a las expresiones A.2.7.3 y A.2.7.4. Luego se considera a la barra de baja como barra de control, y una oscilación de voltaje en cada barra de control de ±20% del valor de chapa de cada transformador.
(A.2.7.1) Para conexiones en Y. (A.2.7.2) Para conexiones en ∆.
(A.2.7.3) Para conexiones en Y.
(A.2.7.4) Para conexiones en ∆.
Para todos los transformadores se consideró que X = 6 R, o sea, la reactancia por fase es mayor seis veces que la resistencia de cada fase, donde:
(A.2.7.5)
Sustituyendo lo anterior planteado se obtiene:
(A.2.7.6)
(A.2.7.7) Para el caso de conexión Y. Para el caso de ∆ se asume voltaje de línea.
(A.2.7.8)
(A.2.7.9)
Según lo anterior se ha calculado las impedancias de todos los transformadores del sistema (interruptores 1205, 1210, 1215 y 1225), definiendo sus barras de control, MVA máximo, su variación de voltaje permisible así como variación de sus derivaciones, como se muestra en la Fig. A.2.7.3.
Fig. A.2.7.3, Fragmento del Software PSX, Transformadores de distribución. Las características de los transformadores se muestran en las Tablas siguientes:
Municipio Interp. Nombre Voltaje Cap. KVA Marca %Z Tap Conex Sagua 1205 Sagua 33/4.33 2500 URSS 6,50 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Sagua 33/4.33 1600 URSS 6,44 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Finalet 33/13.8 1600 URSS 6,67 5±2,5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Sagua13(V.Aleg.) 33/13.8 1600 URSS 6,54 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Calderas 33/6.3 1600 URSS 6,40 5±2,5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Calderas 33/6.3 1600 URSS 6,84 ∆Y H-1 Sagua 1205 Isabela 33/13.8 1600 URSS 6,67 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Electroq. 33/2.5,4.3 1000 Rade-Konkar 6.09 5±2,5 ∆Y N Sagua 1205 CAI Finalet 33/.480 1000 URSS 5,59 5±2,5 ∆Y N-1 Sagua 1205 F. 9 de Abril 33/.480 1000 URSS 6,44 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Taller T-14 33/.480 800 Merlin G 4,90 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Taller FFCC 33/.480 750 Osaka 5,55 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1205 Fábr. de Bujías 33/.480 500 Rade-Konkar 5,40 5±2.5 ∆Y
Tabla A.2.7.1 Características de los transformadores del interruptor 1205. Municipio Interp. Nombre Voltaje Cap. KVA Marca %Z Tap Conex.
Sagua 1210 Jumagua 33/4.33 1600 URSS 6,49 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1210 Caguaguas 33/4.33 1000 URSS 8,37 5±2.5 ∆Y N-1 Quemado 1210 CAI Panchito Gómez 33/6.3 1600 URSS 6,39 5±2,5 ∆Y N-1 Quemado 1210 CAI Panchito Gómez 33/6.3 1600 URSS 6,29 5±2,5 YH/∆
Quemado 1210 Quemado 13 33/13.8 2500 URSS 6,45 5±2,5 ∆Y N-1 Quemado 1210 CAI Riquelme 33/.480 1000 URSS 6,44 5±2,5 ∆Y N-1 Quemado 1210 CAI Riquelme 33/.480 1000 URSS 6,48 5±2,5 ∆Y N-1 Quemado 1210 Quemado 4 33/4.33 1000 URSS 6,60 5±2,5 ∆Y N-1 Corralillo 1210 CAI Quintín Banderas 33/6.3 2500 URSS 6,53 Y/∆ N-11 Corralillo 1210 CAI Quintín Banderas 33/6.3 1600 URSS 6,33 5±2,5 Y/∆ N-11 Corralillo 1210 Rancho Veloz 33/13.8 1000 URSS 6,14 5±2,5 ∆Y N-1 Corralillo 1210 Rancho Veloz 33/13.8 1000 URSS 6,27 5±2,5 ∆Y N-1
Municipio Interp. Nombre Voltaje Cap. KVA Marca %Z Tap Conexión Sagua 1215 CAI Héctor Rodríguez 33/6.3 2500 URSS 7,00 ∆Y Sagua 1215 Sitiecito 33/4.33 1000 URSS 6,56 5±2.5 ∆Y N-1 Sagua 1215 Tolvas Sitiecito 33/.480 560 URSS 7,32 3±5 ∆Y N-11 Cifuentes 1215 CAI Mariana Grajales 33/.480 1000 URSS 6,43 5±2,5 ∆Y N-1 Cifuentes 1215 Sitio Grande 33/4.33 300 USA 5,05 5±2,5 ∆Y N-1 Tabla A.2.7.3. Características de los transformadores del interruptor 1215.
Municipio Interp. Nombre Voltaje Cap. KVA Marca %Z Tap Conexión Sagua 1225 Cloro Sosa 33/.077 5120 Francés 13,30 Autotrasfor. Sagua 1225 Cloro Sosa 33/.480 1600 Francés 7,80 5±2.5 ∆Y N-11 Sagua 1225 Cloro Sosa 33/.480 1600 Francés 7,37 5±2.5 Sagua 1225 Fábrica de Hielo 33/.480 630 ELPROM 6,22 5±2.5 ∆Y N-1
Tabla A.2.7.4. Características de los transformadores del interruptor 1225.
Transformadores Subestación Principal, 25 MVA.
Los transformadores de la subestación principal tienen una capacidad de 25MVA, una relación de transformación de 115/34,5 kV, poseen devanados terciarios para la circulación especifica del tercer armónico. Se determina una R y una X en pu referente al devanado primario hacia el secundario, una referente al primario hacia el terciario, y otra del secundario hacia el terciario, conocido sus parámetros (Anexo 2.2):
115/34.5/6.4 kV, 25MVA, Xpt=20.20% Xps= 12.3% Xst= 7.34%, Pcups= 159.5kW, Pcupt= 158kW, Pcust= 121kW. El devanado primario y secundario están en YY aterrado por ambos lados, el primario y el terciario, y el secundario y terciario, están en Y aterrada y ∆. Se obtiene para primario/secundario:
Con la ecuación A.2.7.1 se obtiene una In de 418.36 A. eq (A.2.7.10)
De la ecuación (A.2.7.10) se obtiene una Req de 0.911 Ω. De la ecuación (A.2.7.6) se obtiene una Zbase de 47.611 Ω. De la ecuación (A.2.7.8) se obtiene una Reqpu de 0.01913 pu.
Primario/Terciario, Secundario /terciario se calcula por ∆, siendo el procedimiento igual apenas considerando la conexión. La Fig. A2.7.4 exhibe fragmento en PSX.
Líneas.
Las líneas según datos suministrados por la empresa, presentan un 26 MVA máximo de transferencia. El Software PSX considera todas sus líneas transpuestas entre sí; luego sus impedancias Z0,Z1 y Z2 han sido calculadas según sus longitudes y sus impedancias por Km según la Tabla A.2.7.5 siguiente. Resulta válido aclarar que Z0 = 3. Z1.
Tabla A.2.7.5, Dato de los conductores.
Una parte de los datos de las líneas de acuerdo al PSX se muestran en la Fig A.2.7.5.
Fig A2.7.5. Fragmento PSX, Lineas.
Generador Equivalente.
De acuerdo a los niveles de Cortocircuito (MVAcc) de máxima y mínima que posee la subestación principal a su entrada, se considerará su Generador Equivalente junto a sus parámetros X0, X1 y X2, luego:
Cortocircuito en estado de Máxima Carga, se muestra en la Fig. A.2.7.6.
Fig. A.2.7.6, Simulación PSX, Corto circuito estado de Máxima, Sagua 110kV. El cortocircuito en estado de Mínima Carga, se muestra en la Fig. A.2.7.7
Fig. A2.7.7, Simulación PSX, Corto circuito estado de Mínima, Sagua 110kV.
Los resultados de las máquinas equivalentes para el estado de máxima y mínima se muestran en la Fig. A2.7.8.
Fig. A2.7.8. Fragmento PSX, Generador Equivalente.
Generadores, GD.
Se consideró el generador equivalente según tipo, modelo y capacidad de las maquinas, datos ofrecidos por el fabricantes de los mismo, los cuales aparecen en la Fig. A.2.7.9.
Fig. A.2.7.9, Fragmento PSX, Generador Equiv. GD.
Generadores Centrales.
Para los generadores equivalentes de los centrales se consideró una variación de su reactancia según define la citación bibliográfica número 13.
X1 = 0,12 – 0,30 X2 = 0,12 – 0,30 Xo = 0,02 – 0,1 Tabla A.2.7.6, Equivalentes.