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11
COMPORTAMIENTO DE LOS AEROGENERADORES FRENTECOMPORTAMIENTO DE LOS AEROGENERADORES FRENTE
A HUECOS DE TENSIÓN EN EL PUNTO DE CONEXIÓN COMÚNA HUECOS DE TENSIÓN EN EL PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN
(PCC), DEBIDO A CORTOCIRCUITOS POLIFÁSICOS EN LA RED (PCC), DEBIDO A CORTOCIRCUITOS POLIFÁSICOS EN LA RED
DE TRANSPORTE ( 66, 132, 220 Y 400KV)DE TRANSPORTE ( 66, 132, 220 Y 400KV)
PUNTO DECONEXIÓNCOMÚN
PCC
Zc
PARQUEEÓLICO
Rω
V (KV)φ3 KV
Q
P
SS.EE
22
COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS
((SS.EESS.EE), FRENTE A PÉRDIDAS DE GENERACIÓN/CARGAS), FRENTE A PÉRDIDAS DE GENERACIÓN/CARGAS
** SUBSISTEMAS DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS **
a.a.--A partir de la medida de la potencia.A partir de la medida de la potencia.-- Control Control dinámico de estabilidad.dinámico de estabilidad.b.b.--Control a partir de la medida de la frecuencia.Control a partir de la medida de la frecuencia.--Protección de Protección de subfrecuenciasubfrecuencia..
33
G1S1(MVA)
TC1
D1
TR1
4/20mA
TC2
D2
TCn
Dn
4/20mA4/20mA
TR2 TRn
G2S2(MVA)
GnSn(MVA)
CV1 CV2 CVn
DL1
M
TM
EDG1EDGn
EDG2SD1 SDnSD2
BD1 BDnBD2
4/20mA
CV1
V
V V
V
EDL1
DL2 CV1
V
EDL2
DLN CV1
V
EDLk
L2Lk
4/20mA
KV
M1,M2,Mn
EA
ED
SD
TX/RX
RAM
EEPROM
uP
BUS DEDATOS
BUS DEDIRECC.
BUS DECONTROL
BF
RFHACIA/DESDEDESP. CENTR.
TRC
CONTROL DINÁMICO DE ESTABILIDAD
∑=
∑=
∑=
=−I
i
J
j
K
kkPLjsaPgi
1 1 1
44
ADQUISICIÓN DE DATOSADQUISICIÓN DE DATOS
0S)1( −nS 1S
Ig1
PGn
PG1
Ign
PL1
PLk
IL1
Igk
Multiv. REGISTRDE CONTR
AD
INICIOCONVERS.
n-bit
REGCONT
P-A
P-B
P-C
MULTICONVA/D
E/D
SD(MANDOS)
SD1
SDk
TX
RXuP
RAM
EEPROM
USART
TX
RX
MODEM
1PBG
0Dg
PBGn1PGPGn
1PLPLk
)1( −nDg
0PL)1( −nPL
2PL3PL
1PL2PL
Mcargas
Mgenerad.
ED1
EDj
+
+
HACIAE/D
FINCONV
E/A
INTERFA
55
ESQUEMA SUBFRECUENCIAESQUEMA SUBFRECUENCIA
MODO A
ta
ta
1P
Fs ( )A ( )B ( )C X
x
Fs= Frecuenciadel sistema
G1A G2A
G3A G4B
G1B G2B
MEDIDAHz
ASISTEMA −BSISTEMA −
1L
2L
V
1C
2C Cn
CARGASCn2C1C =,,
ta = Umbral de ajusteP = Pendiente (Hz/seg)
Hz
1Fa
2Fa
nFa
( )1( )2
( )3
Hz60/50
( )1p
( )2p
( )3p
tata
ta
)(segt
EP.
Fa = Frecuencia ajuste
o de referencia
Fa
F∆
F∆F∆<<
F∆<<
KtF =×∆
)(segt
)(segt
TR
TR = Transductor Hall
66
DETECTOR DE FRECUENCIA (RELÉ DE FRECUENCIA)DETECTOR DE FRECUENCIA (RELÉ DE FRECUENCIA)
COMPARADOR
NAND
GENERADOR INTEGRADORSALIDA
UNIDAD DE MEDIDA DE FRECUENCIA
DIAGRAMA DE BLOQUES
RC
UJT
+
−
2N
−
+1A
tr
MULTIVIBRADORMONOESTABLEMULTIVIBRADOR
BIESTABLE
1PREFV+
MULTIVIBRADORMONOESTABLE
Y
t
t
V
CR ×
TIEMPO DEREFERENCIA
Hz
)(segt
1f2f
.// segHz1dtdf ≥
fs
BANDA DEHISTERESISfn
Hz6050 / P∆
AMPLIACION AUTOMATICABANDA DE HITERESIS
1t2t
tn
CRt ×=
V
2N
V+ R
C1N1N
2N
V+R
C1N
77
Vo
( )msegt
SALIDACOMPARADOR
SALIDA MULTIVIBRADORBIESTABLE
SEÑAL DEL SIST. ELECTRICO
Hz60/50
trefSALIDA MONOESTABLETIEMPO DE REFERENCIA
SALIDA DELMONOESTABLE
MEDIDA DE LA FRECUENCIA INDUSTRIAL(PROTECCION DE SUBFRECUENCIA)
EVOLUCION DE LAS SEÑALES DE LA UNIDAD DE MEDIDA
SALIDA DE LA PUERTA NAND
Tiempo de
coincidencia
SALIDA DEL INTEGRADOR
1T 2T
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−⋅=
⋅− t1
e1AVc τ
J. Torres S.11.10.03
88
COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS FRENTECOMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS FRENTEA CORTOCIRCUITOS TRIFÁSICOS EN LA RED DE TRANSPORTEA CORTOCIRCUITOS TRIFÁSICOS EN LA RED DE TRANSPORTE
A.A.-- SELECTIVIDAD CON RELÉS DE SOBREINTENSIDAD Y CON RELÉS DE SELECTIVIDAD CON RELÉS DE SOBREINTENSIDAD Y CON RELÉS DE SOBREINTENSIDAD DIRECCIONAL.SOBREINTENSIDAD DIRECCIONAL.
B.B.-- SELECTIVIDAD EN LA RED DE TRANSPORTE CON RELÉS DE DISTANCIA.SELECTIVIDAD EN LA RED DE TRANSPORTE CON RELÉS DE DISTANCIA.--PROBLEMÁTICA DE LA SEGUNDA ZONA O SEGUNDO ESCALÓN.PROBLEMÁTICA DE LA SEGUNDA ZONA O SEGUNDO ESCALÓN.--PROTECCIÓN DIFERENCIAL LONGITUDINALPROTECCIÓN DIFERENCIAL LONGITUDINAL..
C.C.-- JUSTIFICACIÓN DE LOS HUECOS DE TENSIÓN DE 500mseg.JUSTIFICACIÓN DE LOS HUECOS DE TENSIÓN DE 500mseg.
99
R1A
D1A
F1
D2A
R2A
DB
R1B
D2B
R2B
D1DC
D2DD
D3DE
D1BDA
DA
INTERCONEXIÓN-01
INTERCONEXIÓN-02
A B F2
F3
D5DG
D4DF
ZA
ZB1
ZBn
Geq-AGeq-B
R1A
D1A
D2A
R2A
DB
R1B
D2B
R2B
D1DC
D2DD
D3DE
D1B DA
DA
INTERCONEXIÓN-01
INTERCONEXIÓN-02
AB F2
F3
D5DG
D4DF
ZA ZB1
ZBn
Geq-AGeq-B
A.- Falta dentro de la interconexión
B.- Falta fuera de la interconexión:
AQ BQ
>I
DB
>>I
( )ti ( )ti
(Mandos)
AQ
AQ
DB
10
Protección de sobreintensidad
AND
aa //52
2Rd
2EptcB
1OAFilterPasBand
2OAAmplifierGainVariable
4:3 OAOAWaveFull
Bridge−
5−OADetectorLevel
Vcc+Vcc+
5OAIntegrator
Is
Is
Tpr V
Ip
1P1S
R
Bd
D
0−nN yY
11
TELEPROTECCIÓN
1A
TX
RX
1NOR
1C 1DAR1
2A 2NOR
2C 2DBR1
TX
RX
4A
TX
RX
4NOR
4C 4DAR2
3A 3NOR
3C 3DBR2
TX
RX
AD1
AD2 BD2
BD1tcA1 tcB1
tcA2 tcB2
INTERCONEXIÓN-1
INTERCONEXIÓN-2
1R
4R
2R
3R
1F
1L
2L
13
jhjPASATAPAS CAPACITIVO CORRESPONDIENTE
A LA FASE AFECTADA ( FASE-S)
Brida
Última aleta de porcelana Aro o Anillo de porcelana
Defectoexterno
Base Metálica (Aluminio)
Toma de prueba o para la medidadel voltaje de la línea
Se trata de un conmutador de dosposiciones: puesta a tierra/Medida Toma para la puesta a tierra
Aislador de porcelana
Lado de línea a 220kV
Zonas muy afectadas
14
bfnf
( ) .146.2min AmpI picoS =−23,4600/538.2 ==x
FASE-VSEN FALTA
FASE-VR
FASE-VT
DESCENTRADO DE LA FORMA DE ONDA
IR
IS
IT
IN
Corriente de neutro
FASE EN FALTA
Tiempo prefalta
Inicio arranqueoscilo
Cursor-B
Cursor-A
Tiempo de despeje de la falta: 60mseg.
Ganancia = 4
Ganancia = 5
Ganancia = 3
Cursor-ACursor-B
Cursor-(A-B)
( ) .978.1 AmpI RMS =
15
SELECTIVIDAD EN LA RED DE TRANSPORTE CON RELÉS DE DISTANCIA
KV66
KV220KV220
KV66φ3
DBD1
mstms 40112 <<mstms 5002400 <<
mstms 8003400 <<
1t
1t
2t3t
2t 3t
1G
2G
Gn
2t3t
CENTRAL-A
CENTRAL-B
3t2t
1t
1G
Gn
DBD2
DAD1
DAD2%901%85 << XL),%(1202 BAXL ≅
φ3
1F
2F
D1DB= Distancia1-Dirección Barras-B
AT1
AT2
BT1
BT2
MVA100
MVA100
1t
φ3 Escenarios Principales
φ3
mst 90min1 =mst 120max1 =mst 300min2 =mst 500max2 =
CES −.
( )A
φ3
AQBQ
16
I∆ I V
V F
I V
V F
1P 2P 1P 2P
φ3
1F
V∆ V∆
0≅V
IA
I∆
IB
FV FVMODEM MODEM
BF
AF
BF
AF
SEÑ
AL
DE
BLO
QU
EO
SEÑ
AL
DE
BLO
QU
EO
DETDET
ABARRAS − BBARRAS −KV220 KV220
DETECTOR DERUIDO DETECTOR DE
RUIDO
msTdisparo 90≤
1I
1V2V012( ≠−=∆ III
2I
1V
QA QB
BANDAPASA −BANDAPASA −
PROTECCIÓN DIFERENCIAL LONGITUDINAL
ZA
ATR −
2F
1V
2V
3F
+
+2I Zd 1I
( )12 IIZdVd −⋅=
Zf Zf
012( =−=∆ III
2V
2V
−
17
Concepto de Protección Diferencial
Situación normal
ELEMENTOPROTEGIDO
1P 2P
1S 2S
1I 2I
1'I2'I
1P
1'I 2'I
∗ ∗
1D 2D
1B 2B
I∆
⇒2'1' II = 0=∆I
Defecto externo
ELEMENTOPROTEGIDO
1P 2P
1S 2S
1I 2I
1'I
2'I
1P
1'I 2'I
∗ ∗
1D 2D
1B 2B
I∆
2P
⇒ 0=∆I2'1' II =
18
Concepto protección diferencial
Defecto interna con alimentación simple
ELEMENTOPROTEGIDO
1P 2P
1S 2S
1I 2I
1'I02' =I
1P
1'I 2'I
∗ ∗
1D 2D
1B 2B
I∆
2P
⇒2'1' II = 0=∆I
Defecto interno con alimentación doble
ELEMENTOPROTEGIDO
1P 2P
1S 2S
1I
2I
1'I
2'I
1P
1'I 2'I
∗ ∗
1D 2D
1B 2B
I∆
2P
⇒2'1' II = 0=∆I
19
BANDA LATERAL ÚNICA CON PORTADORA SUPRIMIDA/ATENUADA (BLU)
AF
BF
MODEM
1L
1C
2L
2C
3L 4L AF
BF
MODEM
AD
PA
CµUSART
MEM
( )tI1
AD
PA
Cµ USART
MEM
( )tI 2
KHz48040 ÷
0ωωω −0 ωω +0
virtual
1TR
KV220 KV2203C 4C
Hz60/50)(MVAS
( )tI1( )tI 2
( )[ ] ( )[ ]{ }φωωφωω +⋅++−⋅⋅= − ttKVm00
coscos1
L 0ZZr
ω
rω
%10=UkMVAS 100=
KHz4100 +KHz4100 −
dB11+ dB11+
( )φω +⋅= tXmtX cos)(
( ) tYmtY 0cosω⋅=
⎪⎭
⎪⎬⎫
⎪⎩
⎪⎨⎧
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +−−+++⋅= tttKVd ωφωωφωω cos202cos02cos2
BANDA LATERAL ÚNICA CON PORTADORA SUPRIMIDA (B.L.U)
2020
RECOMENDACIONES POR PARTE DE LA EMPRESA RECOMENDACIONES POR PARTE DE LA EMPRESA DE TRANSPORTE ELÉCTRICO DE TRANSPORTE ELÉCTRICO R.E.ER.E.E
A.A.-- EVOLUCIÓN DEL VOLTAJE EN EL PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN EVOLUCIÓN DEL VOLTAJE EN EL PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN P.C.CP.C.C..
B.B.-- EVOLUCIÓN DE L CORRIENTE REACTIVA EN EL EVOLUCIÓN DE L CORRIENTE REACTIVA EN EL P.C.CP.C.C..
21
EVOLUCIÓN DEL HUECO DE TENSIÓN EN EL PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN (PCC)
1
0.8
0.2
0 0.5 1 15
0.95
Tensión
(pu)
Tiempo (seg.)
Duración de la falta Despeje de
la falta
Punto de comienzo de la perturbación
0.95 pu
ZONA TENDENTE
A LA DESCONEXIÓN POR
SOBREVELOCIDAD
REDUCCIÓN DE LA
POTENCIA REACTIVA
GENERADA
AUMENTO DEMANDA
DE REACTIVA
UnU /
DEFECTOS EN
SEGUNDA
ZONA
PRIMERA ZONA
ACTUACIÓN PROTECCIÓN
FALLO INTERRUPTOR
pu85,0
DEMANDA/GENERACIÓN
REACTIVA DESDE/HACIA
EL PCC
Defecto en la red de transporte 66/132/220/400KV
Pérdida de
generación
eólica
22
1
0.5 0.85
0.9
Ireactiva / Inominal (pu)
0
Tensión en el punto de
conexión a la red (pu)
Generación de Reactiva
Consumo de Reactiva
No se puede consumir potencia reactiva, hasta que la tensión de la red en el punto de conexión no se haya repuesto hasta el 85% de la tensión nominal.
UnU /
InIr / FLUJO DE POTENCIA REACTIVA
DEFECTO MANTENIDO
EN LA RED DE
TRANSPORTEDEFECTO
DESPEJADO
P.C.C
P.C.C
2323
RECOMENDACIONES POR PARTE DE LA PLATAFORMARECOMENDACIONES POR PARTE DE LA PLATAFORMAEMPRESARIAL EÓLICA (EMPRESARIAL EÓLICA (P.E.EP.E.E))
A.A.-- COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS PARQUES EÓLICOS COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS PARQUES EÓLICOS ANTERIORES A LA INSTRUCCIÓN TÉCNICA COMPLEMENTARIA (ANTERIORES A LA INSTRUCCIÓN TÉCNICA COMPLEMENTARIA (I.T.CI.T.C). ). PARQUES EÓLICOS ANTIGUOS.PARQUES EÓLICOS ANTIGUOS.
COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS PARQUES EÓLICOS COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE LOS PARQUES EÓLICOS POSTERIORES A LA POSTERIORES A LA I.T.CI.T.C. NUEVO PARQUES EÓLICOS. NUEVO PARQUES EÓLICOS..
24
“PARQUES EÓLICOS ANTIGUOS”
**PROPUESTA DE LA P.E.E**
UnU / EVOLUCIÓN DEL VOLTAJE EN EL PCC
a.- Los aerogeneradores no deben desconectar de la red dentro del área limitada por la curva U=f(t).
b.- Mínimo de 300mseg después de la caída de tensión durante lo cual se permitiría el consumo de potencia“activa” y “reactiva”.
c.- Mínimo de 500mseg. después “del comienzo del restablecimiento” de la tensión durante lo cual sepermitiría el consumo de potencia“activa” y “reactiva”.
Restablecimientodel voltaje
pu95,0
2,0
8,00,1
0,0 5,0 0,1 15
seg3,0
seg5,0
( )A( )B
)(segt
)(segt
Generación + Q
Demanda - Q
300mseg en los que se permite el Consumo de potencia activa y reactiva.
500mseg en los que se permite el Consumo de potencia activa y reactiva.
25
“NUEVOS PARQUES EÓLICOS”**PROPUESTA DE LA P.E.E**
a.- Los aerogeneradores no deben desconectar de la red dentro del área limitada por la curva U=f(t).
b.- Máximo de 200mseg inmediatamente después del comienzo de la perturbación durante el cual se permitirá el consumo de potencia “activa”.
c.- Máximo de 400mseg. después del despeje de la falta durante el cual se permitirá el consumo de potencia “activa” y “reactiva”.
UnU / EVOLUCIÓN DEL VOLTAJE EN EL PCC
Restablecimientodel voltaje
pu95,0
2,0
8,00,1
0,0 5,0 0,1 15
)(segt
)(segt
msg400
( )A( )B
Generación + Q
Demanda - Q
QP /200msg
400mseg en los que se permite elConsumo de potencia reactiva.
200mseg. en los que se permite el consumo de potencia activa.
2626
SIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLABSIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLAB
ESCENARIO Nº-01
a.- Sin recuperación del voltaje en el PCC (Recuperación vertical)
b.- Sin compensación dinámica de la potencia reactiva.
c.- Con sólo un aerogenerador de potencia nominal: 2,3MW
d.- Con regulación de la carga (Active Stall)
e.- Compensación del factor de potencia en el PCC con 1.350KVAr (FP=1)
ESCENARIO Nº-02
a.- Con recuperación del voltaje en el PCC (Recuperación con pendiente)
b.- Con compensación dinámica de la potencia reactiva: Q = 1.080 KVAr
c.- Con sólo un aerogenerador de potencia nominal: 2,3MW
d.- Con regulación de la carga (Active Stall)
e.- Compensación del factor de potencia en el PCC con 1.350KVAr (FP=1)
2727
SIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLABSIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLAB
** ESCENARIO-Nº-01 **
a.a.-- Sin recuperación del voltaje en el PCCSin recuperación del voltaje en el PCC
b.b.-- Sin compensación dinámica de la potencia reactiva.Sin compensación dinámica de la potencia reactiva.
c.c.-- Con sólo un aerogenerador de potencia nominal: P = 2,3MWCon sólo un aerogenerador de potencia nominal: P = 2,3MW
Con regulación de la potencia de la turbina (ControlCon regulación de la potencia de la turbina (Control--P)P)
2828
S = 2,6MVA
Simulation data
Data for the grid equivalent used in the fault scenarios:Sk = 1000MVAX/R = 4The fault impedance is adjusted to determine the voltage duringthe fault scenarios.
P, Q, and S at 33KV connection pointU at 33KV connection point
Generator speed
Q = 1350KVAr
Pn =2,3 MW∆ Y
29
Comportamiento dinámico aerogenerador síncrono con rotor en corto circuito
rpmWs 500.1=MTAT / 1D
1T
PUNTO DE CONEXIÓNCOMÚN(P,C.C)
SS.EEEQUIVALENTE
R Xj
UnU /
t0t 1t
2,0
2t
0,18,0
RECUPERACIÓN
KVArQrt 430.2=
KVAr90KVAr90 KVAr90
27
MW3,2PCC
MVAScc 000.1= 4/ =RX
φ3
Zcc
VIQP
,,
VIQP
,,
V690%8=Ucc
rKVAQr 350.11cos
1 =⇒≅φ
KVArQr 080.12 =12 QrQrtQr −=
Qr
2D
KV33
pu1
kW
2,0
5,0
75,0
( )stiempo6,00,0 0,2
6,04,1 4,2
0,5
pu6.0
9,0
NUU /
kVArkVArx 350.19015 =
Control de potencia (Active Stall)
1-Protección de sobrevelocidadValor de arranque: 1,06Ws: 1.590rpmTiempo de disparo: 0,460s
2.-Protección de sobrevoltaje (baterías)Valor de arranque:
50/51
Tp Tp
Tm
Tm
Tp
NU2,1
Tt Tt
3D
Control bateríasa.- Control por voltajeb.- ,, ,, factor de potenciac,.- ,, ,, potencia reactiva
Zl
59.- Máx.voltaje
27.- Mínimvolta
81.-Max. frec
MVAST 6,2=
11−nDy
50/5150/51N
30
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArSin rampa de recuperación para el voltaje en el PccSin compensación dinámica Con control de” P”(Active Stall)
.500mseg
Volt944.2623000.33
=×
.500mseg
.500mseg
**ESCENARIO Nº-01**
31
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArSin rampa de recuperación para el voltaje en el PccSin compensación dinámica Con control de” P”(Active Stall)
MW3,2
MW3,21×
Qg
Demanda de reactiva
mseg500
mseg650
ms200
segH 3,5=
ϕcos
Potencia Aparente
Potencia de Cortocircuito en el Pcc = 1.000MVA
ESCENARIO Nº-01
32
567.1
Protección de SobrevelocidadAjuste:Wr=1,06xWs ; Ws=1.500 rpmWr (Arranque)=1.590 rpmTemporiz. Adicional: ta=460mseg.
“NO DESCONECTA”
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArSin rampa de recuperación para el voltaje en el PccSin compensación dinámica Con control de” P”(Active Stall)
**ESCENARIO Nº-01**
33
Protección de SobrevelocidadAjuste:Wr=1,06xWs ; Ws=1.500 rpmWr (Arranque)=1.590 rpmTemporiz. Adicional: ta=460mseg.
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArSin rampa de recuperación para el voltaje en el PccSin compensación dinámica Con control de” P”(Active Stall)
Zona deSobrevelocidad
mstd 800≅
( )A ( )B
“DESCONECTA PORSOBREVELOCIDAD”
].[626.1 RPM
tatd >
**ESCENARIO Nº-01**
3434
SIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLABSIMULACIONES PRELIMINARES CON EL SIMULINK DE MATLAB
** ESCENARIO-Nº-02 **
a.a.-- Con recuperación del voltaje en el PCCCon recuperación del voltaje en el PCC
b.b.-- Con compensación dinámica de la potencia reactiva: Q = 1.Con compensación dinámica de la potencia reactiva: Q = 1.080KVAr080KVAr
c.c.-- Con sólo un aerogenerador de potencia nominal: P = 2,3MWCon sólo un aerogenerador de potencia nominal: P = 2,3MW
Con regulación de la potencia de la turbina (ControlCon regulación de la potencia de la turbina (Control--P)P)
Potencia de cortocircuito en el PCC: Potencia de cortocircuito en el PCC: SccScc = 1.000 MVA= 1.000 MVA
35
ANÁLISIS FUNDAMENTALES
Aerogenerador de: 2.300KWKVArQ 430.2080.1350.1 =+=
Considerando la rampa de recuperación del voltaje en el P.C.C.
La compensación dinámica de 1.80KVAr se conecta a los 0,1seg, y desconecta a los 2seg. Ambas temporizaciones contadas a partir del inicio de la falta.
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArCon rampa de recuperación para el voltaje en el PccCon compensación dinámica en1.80KVArCon control de” P”(Active Stall)
Potencia de cortocircuito en el Pcc = 1.000MVA
ESCENARIO Nº-02
36
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArCon rampa de recuperación para el voltaje en el PccCon compensación dinámica en1.80KVArCon control de” P”(Active Stall)
ms500
seg4,2≅
up.25,0
KVUa 9023
110=⋅=
KVUb 9023
110=⋅=
KVUc 9023
110=⋅=
./27 segKV≅β
25,0
0,1
0,0 5,0 5,1 5,2 0,3 )(t
UnU /
5,2
KVV 5,220 =
ESCENARIO Nº-02
37
Aerogenerador de Pn = 2,3MW
Con compensación del factor de potencia: Batería de 1.350KVAr: 15x90KVArCon rampa de recuperación para el voltaje en el PccCon compensación dinámica en1.080KVArCon control de” P”(Active Stall)
MW3,2
s5,0
s9.0
segtr 5,2=
puUnU 0,1/ =
Aumentogeneración
Pérdida degeneración
MWP 3,2=
Potenciaaparente
S=2,35MVA
Recuperación
+
Propuesta P.E.EMVArQ 5,0=
ConsumoMVAr3,4
MVA5,4
**ESCENARIO Nº-02**
kVArste 080.11,0 ⇒=02 =⇒= Qdinsts
3838
ANÁLISIS FUNDAMENTALES CON EL PROGRAMA PSS/EANÁLISIS FUNDAMENTALES CON EL PROGRAMA PSS/E
** ESCENARIO Nº-01 **
a.- Con recuperación del voltaje en el PCC ( barras de 132 KV)
b.- Con control de la potencia de la turbina ( control-P)
c.- Sin compensación dinámica de la potencia reactiva.
d.- Compensación del factor de potencia en el PCC: 1cos ≅ϕ
** ESCENARIO Nº-02 **
a.- Con recuperación del voltaje en el PCC ( barras de 132 KV)
b.- Con control de la potencia de la turbina ( control-P)
c.- Con compensación dinámica de la potencia reactiva.
d.- Compensación del factor de potencia en el PCC:
PARQUE EÓLICO DE: 40X2,3MW
39
MW0.0
MVAr9,67−
MW0,92
MVAr3,53−
nQ
MW923,240 =×
MVAr35,140/3,53 ≅
ESQUEMA UTILIZADO PARA LOS ANÁLISIS FUNDAMENTALE CON EL PSS/E
CAPACIDAD DE AGUANTE DE LOS GENERADORES ASÍNCRONOS ANTE HUECOS DE VOLTAJE EN EL PCC
Parque eólico formado por 40 generadores asíncronos con rotor en cortocircuitocon una potencia unitaria de 2,3MW, y un voltaje nominal de 0,69KV.La potencia reactiva unitaria necesaria para la compensación con factor de potencia próximo ala unidad es de: Q=1.350KVAr
1Q
1D
02,1=Vg
GE( )90002
MVArnominQ 2,97)( =MVAr2,9743,240 =×
1TR
2TR 3TR
KVUn 69,0=
COLECTOR
upU .004,1=
PCCGEQ
KVUn 20=upU .000,1=KVUn 132=
upU .000,1=KVUn 400=
MVA
SGEQ100
=MVASTR 1041 =
MW9,91
MVAr6,14
MW2,91−
MVAr8−
MW3,91
MVAr8
MW3,91−
MVAr0,0−
MW3,91
MVAr0,0
3,91−
3,0
3,91−
3,0
MVASTR 3303 =MVASTR 1252 =
( )2 ( )3
( )4
ELSPEC
UnU /1
2,0
8,0
)(segt0,0 5,0 0,1
pu95,0
.15segt ≅
MEDIDAS:Medida de la potencia reactiva consumida o generada y del voltaje en el punto de conexión común (PCC).Medida del grado de sobrevelocidad alcanzado por la turbina y de la potencia mecánica
0,1
2,0
9,0
)(segt0,0
5,0 85,0
Generaciónde reactiva
Consumode
reactiva
InIr /EER ..EER ..
PARQUE EÓLICO
GE
4040
ANÁLISIS FUNDAMENTAL CON EL PROGRAMA PSS/EANÁLISIS FUNDAMENTAL CON EL PROGRAMA PSS/E
** ESCENARIO Nº-01 **
a.- Con recuperación del voltaje en el PCC ( barras de 132 KV)
b.- Con control de la potencia de la turbina ( control-P)
c.- Sin compensación dinámica de la potencia reactiva.
d.- Compensación del factor de potencia en el PCC:
41
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINASIN COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
Evolución delvoltaje en el Pcc
Evolución delvoltaje en la
barra (2) (Colector)
Evolución delvoltaje en la
barra de 0,69KV(Parque Eólico)
Parque de 40x2,3MW=92MWHueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
pu8,0
22,02,0
Lado132KV
pu95,0
0,1
Pcc1Z 2Z 3Z
UnU /
EP.
2,0
A B
Lado20KV
Lado0,69KV
42
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINASIN COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
Qr: en el Pcc
ZONA DE CONSUMO(3 TO 2)
VARS 90002 TO 2(Baterías de Condensadores
VARS 2 TO 90002
VARS 90002
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
Parque Eólico de: 40x2,3MW5% de la Potencia de cc en barrasde 132KV.
MVAr9,67
MVAr5,340/140 =
Consumo TR-2
MVAr∆
MVAr60
0,0⊕
43
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINASIN COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
Velocidad de las turbinas (SPD)
“DESLIZAMIENTO”
Evolución de lapotencia mecánica(PMEC) turbina
Evolución de la potencia Eléctrica(POWA)
MW92.4,1 seg
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
Parque de 40x2,3MW=92MW
MW5
rpms 500.1=ω
)( s−
( )1+⋅= ssr ωωpu2,0
069,0065,0 0,8seg >1.597rpm
Ajuste:1,06xWstd=0,46seg
seg6,0
44
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINASIN COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA
Evolución delvoltaje en el Pcc80%Un
95%Un
pu2.0
Análisis Fundamentales
Corriente reactivaen el Pcc
Parque de 40x2,3MW=92MW
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
8,0
84,0
4545
ANÁLISIS FUNDAMENTAL CON EL PROGRAMA PSS/EANÁLISIS FUNDAMENTAL CON EL PROGRAMA PSS/E
** ESCENARIO Nº-02 **
a.- Con recuperación del voltaje en el PCC ( barras de 132 KV)
b.- Con control de la potencia de la turbina ( control-P)
c.- Con compensación dinámica de la potencia reactiva.
d.- Compensación del factor de potencia en el PCC:
46
Análisis Fundamentales
Evolución devoltaje en el Pcc
Evolución delvoltaje en la
barra (2) (Colector)(20KV)
Evolución delvoltaje en la
barra de 0,69KV(Parque Eólico)
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINAY CON COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA
Barra P.E(0,69KV)
KV20
KV1328,0
2,0
Pcc1Z 2Z 3Z
UnU /
EP.
2,0
A B
47
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINA Y Q DEL ELSPECCON COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
maxQ−
Qr: en el Pcc(Consumo)
VARS: 90002
Parque Eólico de: 40x2,3MW5% de la potencia de cc en barrasde 132KV.
VARS 2 TO 90002
EQUIPO ELSPECCompensación dinámica de la potencia reactiva
Conmutación de bloquesde baterías de condensadores
VARS 90002 TO 2
9,67
53
MVAr135grupoMVAr /375,3
0,0
Generadores+Bater. Condens.
48
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINA Y Q DEL ELSPECCON COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
Parque Eólico de: 40x2,3MW5% de la potencia de cc en barrasde 132KV.
Evolución de la popotencia mecánica(PMEC)
Evolución de la potencia Eléctrica(POWA)
.4,1 seg
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
MW5
Velocidad de las turbinas (SPD)
“DESLIZAMIENTO (-s)”
0,46seg >1.590rpmAjuste:1,06xWstd=0,46seg06,0
067,0
rpms 500.1=ω
( )1+⋅= ssr ωω
49
RESULTADOS CON CONTROL DE LA POTENCIA (P) DE LA TURBINA Y Q DEL ELSPECCON COMPENSACIÓN DINÁMICA DE LA POTENCIA REACTIVA Análisis Fundamentales
Parque Eólico de: 40x2,3MW5% de la potencia de cc en barrasde 132KV.
Señal de Control del ELSPEC
Corriente reactivaen el Pcc
Hueco de voltaje hasta: 0.2puDuración de la falta: 500mseg.
Evolución devoltaje en el Pcc
2,0
50
Voltage curve at the wind unit network substation in case of short circuitfor different wind power rates.
26 MW wind power11 MW wind power
00.
25.0
50.0
75.0
00.1
25.1
9 10 11 12 13 14 15 .seg
up. 23 MW wind power
28 MW wind power
30 MW wind power
Voltage Profile for different wind power values at the same sub station
Event: Short circuit at t=10seg. On the transport line meigboured to thewind farm sub station.
51
00.25.050.075.000.125.1
9
up.
10 11 12 13 14 15.segMaximum power operating point
50% of maximumpower operating point
Voltage profile for 28MW active power produced by squirel cageinduction wind wind farms Event: short circuit
Voltage profile in case of short circuit for 28MW of wind powerproduced in the first case by wind farms at their maximum operating pointand in the second case by wind farms functioning at 50% of their maximumoperating point.