Se observará un cortocircuito bifásico a tierra en la línea que intercepta ambas subestaciones, en dos rangos de tiempo diferentes, a los 0.16 y 0.24 segundos.
57
Figura 3.38 Velocidad contra tiempo, 0.16s.
58
Figura 3.35 Voltaje contra tiempo, 0.16s
En este rango de tiempo se puede observar que todos los parámetros responden de manera satisfactoria ante la perturbación 2Φ-T, regresando el sistema a la estabilidad después de varias oscilaciones, viendo como estas son más críticas en el parámetro angular de las máquinas MTU, pero de igual forma se restablece el sistema. A continuación se compara el mismo caso pero con una duración de la falla hasta 0.24 segundos.
Figura 3.40 Velocidad contras tiempo, 0.24s.
59
Figura 3.42 Voltaje contra tiempo, 0.24s.
A diferencia del caso anterior, al aumentar el tiempo de duración de la falla 2Φ-T, esta se hace más severa y como las oscilaciones no se amortiguan lo suficiente, no se mantiene la estabilidad en el sistema; además se ve la salida de los generadores MTU en los parámetros velocidad y ángulo. Se observa el voltaje también de forma irregular y este no se restablece. A continuación se muestra la tabla con las diferentes perturbaciones en el rango de tiempo de 0.15 a 0.25 segundos y el comportamiento del sistema ante estas:
Tiempo de la falla CCtos. 0.15s 0.16s 0.17s 0.18s 0.19s 0.20s 0.21s 0.22s 0.23s 0.24s 0.25s 3 Φ E I I I I I I I I I I 2 Φ –T E E E I I I I I I I I 2 Φ E E E E E E E E E E E 1 Φ E E E E E E E E E E E
Tabla 3.6 Cortocircuitos en la intercepción Sub13 B1-Sub13 B2
El sistema se mantiene estable ante fallas 1Φ y 2Φ, no es así ante un cortocircuito 3Φ donde comienza la inestabilidad durante los 0.16 segundos, apreciado solo en el parámetro angular; a medida que se aumenta el rango de tiempo, el sistema no responde adecuadamente quedando reflejado esto en todos los parámetros, observando también la salida de las máquinas MTU, las más débiles del sistema. Lo mismo pasa con la falla 2Φ-T lo que a partir de los 0.18 segundos de duración.
60
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los resultados de este trabajo permiten arribar a las siguientes conclusiones:
1. El uso de la generación distribuida va asociado con la disponibilidad, criterios económicos y requerimientos técnicos. La generación distribuida influye en la estabilidad de los SEP en dependencia de su nivel de penetración y tipo de fuente utilizada. De igual manera en los circuitos de distribución este tipo de generación produce cambios que pueden disminuir la transferencia de potencia y por tanto disminuir las pérdidas y las caídas de voltaje.
2. Se realizó la actualización del SEP Cayo Santa María, se profundizó en los modelos de las unidades generadoras, sus controles y la generación distribuida propuesta a futuro.
3. Existen condiciones de operación y características de las redes del Cayo Santa María que hacen que se condicionen las respuestas de las unidades generadoras ante fallas. Es un SEP aislado, cuyo rango de operación estable es muy estrecho por el limitado número de generadores en servicio, hace que ante fallas, si sale uno de ellos, se desencadenen otros tipos de problemas de estabilidad como el de inestabilidad de frecuencia.
4. El SEP Cayo Santa María esta principalmente conformado por unidades generadoras de baja inercia, las cuales responden rápido ante diferentes perturbaciones en el SEP por lo que se necesita un grupo de protecciones que actúen lo más rápido posible y con la selectividad necesaria para lograr minimizar al máximo los problemas de inestabilidad presentes.
Se recomienta:
1. Los resultados de este trabajo son de gran importancia para el personal de la empresa eléctrica de Villa Clara, no obstante, se debe seguir profundizando en estos estudios, extendiendo incluso el análisis a años siguientes considerando las nuevas unidades que entrarán en servicio.
61
BIBLIOGRAFÍA
[1] F. G. Castro Elgueta, «Impacto de la generación distribuida en la estabilidad de sistemas de potencia», 2013.
[2] I. S. Heras, «Evaluación del impacto de la generación distribuida en sistemas de distribución primaria de energía eléctrica», 2008.
[3] F. G. Castro Elgueta, «Impacto de la generación distribuida en la estabilidad de sistemas de potencia», 2013.
[4] A. J. Bazurto Cubillos, J. Zúñiga Balanta, D. F. Echeverry, y C. A. Lozano, «Perspectiva del transformador de distribución en redes eléctricas con alta penetración de generación distribuida y vehículos eléctricos», Cienc. E Ing. Neogranadina, vol. 26, n.o 2, pp. 35-48,
ago. 2016.
[5] N. R. Fabara Tobar, «Propuesta de sistema de protecciones para generación distribuida», Quito, 2016., 2016.
[6] F. M, González Longatt «Estabilidad en sistemas de potencia», Capítulo 2, febrero 2006. [7] A. M. Azmy y I. Erlich, «Impact of distributed generation on the stability of electrical power
system», en Power Engineering Society General Meeting, 2005. IEEE, 2005, pp. 1056- 1063.
[8] H. Torres, «Impacto en la estabilidad de un sistema de potencia al integrar generación distribuida», Proy. Grado Programa Ing. Eléctrica Univ. Tecnológica Pereira, 2008.
[9] M. F. Trebilcock, F. Santamaría, y J. A. Alarcón, «ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA EN UN SISTEMA INDUSTRIAL CON GENERACIÓN PROPIA INTERCONECTADO CON EL SISTEMA DE POTENCIA», Inf. Tecnológica, vol. 25, n.o 1,
pp. 77-84, 2014.
[10] L. L. López Gómez y O. P. Osorio Giraldo, «Análisis de estabilidad de tensión en el sistema de transmisión regional (STR)», Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira, 2008.
[11] V. C. Sánchez Valdivieso, «Remuneración de los servicios complementarios en el SEIN. Análisis y propuesta», 2007.
[12] R. A. J. Besoaín, «Metodología de optimización simultánea de energía y servicios complementarios para el despacho económico», Pontificia Universidad Católica de Chile, 2003.
[13]M. Reza, "Stability analysis of transmission systems with high penetration of distributed generation," Tesis de Doctorado, Delft University of Technology, 2006.
[14] I. E. Agecy, "Contribution of renewables to energy security," Paris, 2007.
[15] I. R. S.A. (2011). Iberdrola re-novables logra un récord histórico de pro-ducción eólica en Estados Unidos durante el segundo trimestre de 2010. Available: http://www.iberdrola.es/
[16] E. E. V. Clara, "Programa de desarrollo eléctrico en el cayo Santa María.," 2014.
[17] V. Toro, "Análisis de impacto dinámico de pequeños medios de generación sobre redes de distribución," Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Electricista, Universidad de Chile, 2010.
62
[18] S.d.E.d.I. Nación, “Descripción, desarrollo y perspectivas de las energías renovables en la Argentina y el mundo”2004.
[19] P.O. LAMIGUIERO, “Energía solar fotovoltaica”, 2013.
[20] Funcionamiento de un Panel Solar, Available: http//www.sitiosolar.com/
63
ANEXOS
Anexo # 1: Batería de MTU
64 Anexo # 3: Fallo en las protecciones.
65
Anexo # 5: Líneas soterradas cortadas por una retrocabadora.
66
Anexo # 7: Análisis de estabilidad transitoria del caso máximo flujo de carga en el SEP sin PFV en la barra Sub13 B1
El análisis de estabilidad transitoria en las barras comienza a los 0.15 segundos aumentando el rango de tiempo en 0.01 segundo hasta llegar a los 0.25 segundos que es el tiempo máximo que se mantiene la falla. Al igual que en las líneas se simulan todos los cortocircuitos y se muestra la variación de los parámetros velocidad, ángulo para poder observar el comportamiento del sistema.
Cortocircuito trifásico transcurrido 0.10 segundos:
Figura A7.1 Velocidad contra tiempo.
Figura A7.2 Ángulo contra tiempo. Cortocircuito bifásico a tierra transcurrido 0.10 segundos
67
Figura A7.3 Velocidad contra tiempo.
Figura A7.4 Ángulo contra tiempo.
Rango de tiempo de la falla
CCtos. 0.01s 0.02s 0.03s 0.04s 0.05s 0.06s 0.07s 0.08s 0.09s 0.10s
3 Φ E E E E E E E E E E
2 Φ –T E E E E E E E E E E
2 Φ E E E E E E E E E E
1 Φ E E E E E E E E E E
Tabla A7.1 Cortocircuitos en la barra Sub13 B1
Anexo # 8: Análisis de estabilidad transitoria del caso máximo flujo de carga en el SEP sin PFV en la barra en la barra CC#2-DunC1
68
Figura A8.1 Velocidad contra tiempo.
Figura A8.2 Ángulo contra tiempo. Cortocircuito 2Φ-T transcurrido 0.07 segundos
69
Figura A8.4 Ángulo contra tiempo.
Anexo # 9 Análisis de estabilidad transitoria del caso máximo flujo de carga en el SEP con PFV en la barra Sub13 B2.
Cortocircuito 3Φ mantenido durante 0.20 segundos.
Figura A9.1 Velocidad contra tiempo.
Figura A9.4 Ángulo contra tiempo.
En ambos parámetros queda reflejada la inestabilidad del sistema, este cortocircuito es muy severo porque ocurre muy próximo a la generación y durante un tiempo bastante prolongado. También se ve la salida de las máquinas MTU en ambos parámetros.