metodología para crear la curva de cargabilidad y

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2003

Metodología para crear la curva de cargabilidad y determinación Metodología para crear la curva de cargabilidad y determinación

de las inflexibilidades asociadas a una unidad generadora de las inflexibilidades asociadas a una unidad generadora

Diva Zoraya Puerto Fonseca Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Puerto Fonseca, D. Z. (2003). Metodología para crear la curva de cargabilidad y determinación de las inflexibilidades asociadas a una unidad generadora. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/427

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METODOLOGÍA PARA CREAR LA CURVA DE CARGABILIDAD Y DETERMINACIÓN DE LASINFLEXIBILIDADES ASOCIADAS A UNA UNIDAD GENERADORA

DIVA ZORAYA PUERTO FONSECA

Trabajo de Grado

Director:Helman Suárez Velásquez

Ingeniero Especialista EMGESA E.S.P.

UNIVERSIDAD DE LA SALLEFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.2003

AGRADECIMIENTOS

A Dios por permanecer siempre conmigo en mi proyecto de vida.

Agradezco a la empresa EMGESA E.S.P., por su compromiso con el país y con el sector. A todaslas personas que integran la compañía por el apoyo y la oportunidad que me brindaron de unirmeal grupo de trabajo, que hacen que cada día la empresa sea líder en la generación de energía,finalmente, porque con está experiencia pude afianzar y poner en práctica los conocimientos demi carrera.

A la Universidad De La Salle, por su responsabilidad frente a la sociedad colombiana, por entregarprofesionales íntegros y competentes, con valores sociales que nos permiten afrontar los retos dela modernidad.

A los ingenieros Helman Suárez y Edgar Suárez, y a todos los ingenieros del centro deproducción de Bajo Río Bogotá, que con su asesoría individual y colectiva contribuyeron aldesarrollo de mi proyecto.

Al Ingeniero Rafael Chaparro, quién ha sido un gran asesor para la Facultad de IngenieríaEléctrica. Gracias por su interés en compartir sus conocimientos profesionales adquiridos através de su vasta experiencia; hoy es una recompensa más al tiempo dedicado.

A dios por su infinita grandeza y por darme la capacidad y la voluntad de hoy alcanzar una etapamás en mi proyecto de vida.

A mis padres por su amor, por el legado que me han dejado y por el apoyo que permitió que hoy secumpla un sueño más en sus vidas.

A mis hermanos por su ejemplo y su compañía a lo largo de mi vida.

A Fayber porque siempre me has admirado y has confiado en mí.

A las personas que siempre han conservado la esperanza en cada una de las metas que healcanzado.

Dios bendiga a mis padres, a mis hermanos, a Fayber y a todas las personas que me hancolaborado en la elaboración de este proyecto e grado.

Nota de aceptación

Firma Director

Firma Jurado

Bogotá D.C. 22 de Julio de 2003

CONTENIDO

pág.

NTRODUCCIÓN 0

1. PARAMETROS FUNCIONALES ASOCIADOS A LA CURVA DE CARGABILIDAD 1

1.1. FUNDAMENTOS BÁSICOS 1

1.2. PARÁMETROS AMBIENTALES 3

1.3. PARÁMETROS RELACIONADOS CON LOS MATERIALES DE FABRICACIÓN 3

1.4. PARÁMETROS RELACIONADOS CON EL SISTEMA DE REFRIGERACIÓN 7

1.5. PARÁMETROS DE OPERACIÓN 9

1.5.1 Corriente de armadura 9

1.5.2 Potencia nominal 9

1.5.3 Potencia máxima activa 9

1.5.4 Excitación máxima 9

1.5.5 Excitación mínima 9

1.5.6 Ángulo de torque nominal máximo 10

2. MODOS DE FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR SINCRÓNICO 11

2.1. BAJO REGIMEN PERMANENTE 11

2.2. CONSIDERACIÓN DE LAS PÉRDIDAS BAJO CONDICIONES NORMALES DEFUNCIONAMIENTO 14

2.2.1 Métodos de ensayos para la determinación de pérdidas 15

2.3. CONSIDERACIÓN DE LAS PÉRDIDAS BAJO CONDICIONES ANORMALES DEFUNCIONAMIENTO 16

3. ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGABILIDAD DE UN GENERADORSINCRONICO 18

3.1. ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGA DE UNA GENERADOR SINCRÓNICO DEPOLOS SALIENTES POR MEDIO DEL METODO UTILIZADO PARA UN GENERADOR DEROTOR CILINDRÍCO 18

3.2. PASOS PARA LA ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGABILIDAD 24

3.2.1 Obtención de los parámetros necesarios para la elaboración de la curva de carga 24

3.2.2 Elaboración del circuito equivalente del generador 27

3.2.3 Elaboración del circuito por fase de un generador sincrónico 27

3.2.4 Aplicación del factor de conversión y elaboración del diagrama fasorial de potencias 28

3.2.5 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de armadura 31

3.2.6 Determinación del lugar geométrico del límite de la potencia activa nominal 32

3.2.7 Determinación del lugar geométrico del límite máximo de la corriente de excitación 33

3.2.8 Determinación del lugar geométrico del límite mínimo de la corriente de excitación 34

3.2.9 Determinación del lugar geométrico del límite de estabilidad estática o permanente 36

4. VERIFICACIÓN DE LAS CURVAS DE CARGABILIDAD NOMINAL PARA LAS CENTRALESLA GUACA Y EL PARAISO 48

4.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA GUACA 48

4.1.1 Representación del diagrama de voltajes 48

4.1.2 Representación del diagrama de potencias 48

4.1.3 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de armadura aI 51

4.1.4 Determinación del límite máximo de la potencia activa nominal 51

4.1.5 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de excitación 51

4.1.6 Determinación del lugar geométrico del límite mínimo de corriente de excitación 53


4.2. CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PARAÍSO 56

4.2.1 Representación del diagrama de voltajes 56

4.2.2 Representación del diagrama de potencias 56

4.2.3 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de armadura aI 59

4.2.4 Determinación del límite máximo de la potencia activa nominal 59

4.2.5 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de excitación 59

4.2.6 Determinación del lugar geométrico del límite mínimo de corriente de excitación 61


5. DETERMINACIÓN DE LAS INFLEXIBILIDADES ASOCIADAS A LAS UNIDADESGENERADORAS GUACA – PARAÍSO 65

5.1. DETERMINACIÓN DE LAS INFLEXIBILIDADES ASOCIADAS A LAS UNIDADES DE LAS CENTRALES LA GUACA Y EL PARAÍSO CON RELACIÓN A LA CURVA DE CARGA NOMINAL ENCONTRADA EN ESTE ESTUDIO 67

6. DESARROLLO DE LA INTERFACE DINÁMICA 77

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 85

8. FIGURAS ESPECIALES CENTRALES GUACA-PARAÍSO 89

9. ANEXOS 107

10. LISTA DE NOMENCLATURAS

11. BIBLIOGRAFÍA 139

LISTA DE FIGURAS ESPECIALES

Pág.

Central Hidroeléctrica La Guaca

Figura 1A Diagrama Vectorial de los generadores 89

Figura 1B Diagrama Fasorial de potencia de los generadores 90

Figura 1C Límite por corriente de armadura, límite conservador de corriente de excitación,límite por corriente de excitación máxima y límite de la potencia activa nominal 91

Figura 1D Límite de estabilidad estática ó permanente y límite conservador de subexcitación 92

Figura 1E Curva de carga nominal para el 100% de la carga y curva de operación real 93

Figura 1F Límites de operación para el 103.4 % de la carga 94

Figura 1G Curva de operación para el 103.4 % de la carga y curva de operación realUnidad 1 95



Central Hidroeléctrica El Paraíso

Figura 2A Diagrama Vectorial de los generadores 98

Figura 2B Diagrama Fasorial de potencia de los generadores 99

Figura 2C Límite por corriente de armadura, límite conservador de corriente de excitación,límite por corriente de excitación máxima y límite de la potencia activa nominal 100

Figura 2D Límite de estabilidad estática ó permanente y límite conservador de subexcitación 101

Figura 2E Curva de carga nominal para el 100% de la carga y curva de operación real 102

Figura 2F Límites de operación para el 103.4 % de la carga 103

Figura 2G Curva de operación para el 103.4 % de la carga y curva de operación realUnidad 1

104Figura 2G Curva de operación para el 103.4 % de la carga y curva de operación realUnidad 2 105


LISTA DE ANEXOS

Pág.

Anexo 1. Prueba de Eficiencia de la turbina de la central La Guaca 107

Anexo 2. Prueba de Eficiencia de la turbina de la central El Paraíso 108

Anexo 3. Curvas de vació y cortocircuito Unidad 1 Central Hidroeléctrica La Guaca 109



Anexo 6. Curvas de vació y cortocircuito Unidad 1 Central Hidroeléctrica el Paraíso 112



Anexo 9. Características de los Limitadores de sobreexcitación (OEL), Limitadores desubexcitación (UEL) y Detector de subexcitación (UEP 40) 115

Anexo 10. Circuitos de conexión de los trasductores de medida de MW y MVAR de lascentrales La Guaca y El Paraíso 119

Anexo 11. Recuperación de los 20 MW PAGUA 120

Tabla 1. Operación actual y operación de recuperación para el grupo generador PAGUA 121

Tabla 2. Potencia y eficiencia de las turbinas OVERSTROKE (Guaca-Paraíso) 122

Tabla 3. Nuevas condiciones de operación para los generadores del centro de producciónPAGUA y valores un p.u. sobre su base correspondiente. 123

Tabla 4. Cuadro resumen de las condiciones de operación normal comparadas con lascondiciones de operación para la recuperación de los 20MW, representada en la curvaP-Q central Hidroeléctrica La Guaca. 124

Tabla 5. Cuadro resumen de las condiciones de operación normal comparadas con lascondiciones de operación para la recuperación de los 20MW, representada en la curva

P-Q central Hidroeléctrica El Paraíso. 124

Tabla 6. Límites para aumentos de temperatura en fluidos y medios de refrigeración parageneradores de polos salientes. 129

Tabla 7. Pruebas de estabilización de temperaturas para la puesta en servicio de la centralLa Guaca.131

Tabla 8. Pruebas de estabilización de temperaturas para la puesta en servicio de la centralEl Paraíso. 132

Tabla 9. Prueba 590 MW sin generación de reactivos Central Hidroeléctrica La Guaca, 16 y17 de Mayo de 2003. 133

Tabla 10. Prueba 590 MW con generación de reactivos Central Hidroeléctrica La Guaca,11 Mayo de 2003. 134

Tabla 11. Prueba 590 MW sin generación de reactivos Central Hidroeléctrica El Paraíso, 16 y17 de Mayo de 2003. 135

Tabla 12. Prueba 590 MW con generación de reactivos Central Hidroeléctrica El Paraíso,11 Mayo de 2003. 136

Figura 1. Posición de las RTD´s para medida de temperatura estatórica de los generadoressincrónicos de las centrales La Guaca y El Paraíso. 128

Figura 2. Vida útil de un aislamiento clase B para 100ºC de temperatura. 130

Figura 3. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 1 La Guaca,11 de junio de 2003 138



Figura 6. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 1 El Paraíso,11 de junio de 2003 139



LISTA DE NOMENCLATURAS

aI : Corriente de armadura ó estatórica

aV : Voltaje en terminales de la máquina

aE : Voltaje inducido o generado

fI : Corriente de excitación ó de campo

sX : Reactancia sincrónica de la máquina

duX : Reactancia no saturada en eje directo

dsX : Reactancia saturada en eje directo

duX´ : Reactancia transitoria en eje directo

qX : Reactancia en eje de cuadratura

qI : Componente de la corriente de armadura en eje de cuadratura.

eX : Reactancia externa

OCC: Curva característica de circuito abierto

SCC: Curva característica de corto circuito

D: Distancia

f.p.: Factor de potencia

p.u.: en por unidad

MVA: Megavoltamperes

MVAR: Megavoltamperes reactivos

MW: Megavatios

Air-gap: espacio entrehierro

Facultad de Ingeniería Eléctrica Universidad De La Salle

Diva Puerto Fonseca 0

INTRODUCCION El presente proyecto de Grado tiene por objeto establecer una metodología práctica para construir la curva de cargabilidad de una unidad generadora, dando a conocer el fundamento técnico de cada uno de los parámetros asociados a esta curva. Debido a que el alcance de la literatura técnica expuesta en los textos de consulta y en las normas técnicas, no abarca la filosofía funcional y las bases teóricas que hay detrás de cada uno de estos parámetros, este proyecto servirá como texto de consulta para el personal de operación y mantenimiento de centrales generadoras en lo referente al análisis del comportamiento de las unidades y a la toma de decisiones durante la operación normal o bajo contingencia de las mismas. Adicionalmente, establece el procedimiento detallado para la construcción de la curva real de funcionamiento y la identificación de las inflexibilidades asociadas a un generador. Para lograr este propósito, se analizó el comportamiento de seis unidades generadoras bajo diferentes regímenes de carga y de tensión, teniendo en cuenta la respuesta y el comportamiento dinámico de los diferentes parámetros de operación asociadas a la unidad generadora.



1. PARAMETROS FUNCIONALES ASOCIADOS A LA CURVA DE CARGABILIDAD 1.1. FUNDAMENTOS BÁSICOS La curva cargabilidad, permite analizar el comportamiento de las unidades generadoras bajo diferentes modos de operación, alimentando cargas a diferentes factores de potencia (φ) y a diferentes ángulos de carga (δ). Cuando la unidad entrega potencia reactiva al sistema, se encuentra operando dentro de la zona de sobreexcitación con factor de potencia inductivo. Cuando la unidad absorbe potencia reactiva del sistema, se encuentra operando dentro de la zona de subexcitación con factor de potencia capacitivo. El factor de potencia 0φ del generador se determina cuando la magnitud de la corriente de

armadura 0aI y la corriente de excitación son constantes para un valor de voltaje inducido

máximo 0aE y se conoce como factor de potencia nominal, siendo el coseno del ángulo entre el voltaje en bornes de la máquina y la corriente de carga o de línea. Figura 1. Determinación del factor de potencia nominal.

El factor de potencia 1φ es el ángulo en atraso cuando la magnitud de la corriente de armadura

1aI es constante, pero la magnitud de la corriente de excitación no es constante para un voltaje

inducido 1aE mayor al valor constante. El factor de potencia 2φ es el ángulo en adelanto cuando

Ea cte

Ian cte

Ian Xs cte

φ2 Ia2

φ0 Va

φ1 Ia0

Ia1

Ea2 Eao

Ea1



la magnitud de la corriente de armadura 2aI es constante, pero la magnitud de la corriente de

excitación no es constante produciendo un voltaje generado o inducido 2aE menor al valor constante. Las tres condiciones de factor de potencia permiten observar la operación de las máquinas sobreexcitadas como subexcitadas, así como en condiciones nominales, mientras se mantiene constante el voltaje en terminales. Cuando la unidad trabaja dentro del área de subexcitación, una corriente de excitación muy baja puede hacer que el rotor salga fuera de sincronismo, debido a la pérdida de torque magnético. Si el generador sufriera una pérdida completa de campo, seguiría entregándole al sistema potencia activa debido al accionamiento de la turbina y absorbería potencia reactiva del sistema para mantener la excitación necesaria para el suministro de esta potencia activa. Si durante esta contingencia el interruptor de campo (41) permanece cerrado, la corriente de excitación se induce en los devanados de los polos. Si por el contrario el interruptor de campo se abre, la corriente de excitación se induce en el devanado amortiguador del rotor. Esta situación produce una baja tensión en las terminales del generador y causa sobrecalentamiento en el hierro del estator. Este tipo de contingencia es muy remota debido a la existencia de la protección pérdida de excitación, la cual hace que la unidad se desconecte del sistema. Figura 2. Esquemático de la curva de cargabilidad P-Q de un generador sincrónico.

La generación de energía reactiva y activa de un generador puede verse también afectada por contingencias del sistema interconectado. Una perturbación en el sistema interconectado, puede ocasionar separación de áreas de generación quedando algunas de estas con demasiada generación disponible y otras con generación insuficiente, lo cual origina cambios bruscos en los valores de potencia, voltaje y frecuencia de las unidades.



Ante estas respuestas como se verá más adelante, las unidades generadoras se ven afectadas térmicamente debido a que una sobreexcitación produce sobrecalentamiento del rotor y una subexcitación produce calentamiento en los hierros y devanados del estator1, como se muestra en la figura 2. 1.2. PARÁMETROS AMBIENTALES Una máquina en un sistema cualquiera está sometida a ciertas condiciones impuestas por el ambiente, las cuales se denominan condiciones de servicio. Las normas internacionales para la construcción de generadores (ANSI C50-12) fijan condiciones normales de servicio, e indican que criterios utilizar cuando los sistemas se apartan de ellas y en particular se refieren a: • Altitud del sitio de instalación de la máquina. • Temperatura ambiente en que la máquina funcionará. El calor generado por las pérdidas que se producen en la máquina es cedido al ambiente. Para cada estado térmico de la máquina, el calor disipado depende de la temperatura ambiente y de la densidad del aire refrigerante. Ambos parámetros varían con la altura. Cada estado térmico de la máquina produce diferentes temperaturas en sus componentes internas. Los elementos más sensibles a la temperatura son los aislamientos, que por lo tanto fijan la máxima temperatura admisible (en estado transitorio y permanente), comúnmente se llama clase de aislamiento. Las normas fijan para cada parte de la máquina en función de la clase de aislamiento las máximas sobre elevaciones de temperatura admisibles (diferencia entre la máxima temperatura de la parte a analizar y la temperatura ambiente2). Estos valores suelen ser mostrados en la placa de características nominales de la unidad. 1.3. PARÁMETROS RELACIONADOS CON LOS MATERIALES DE FABRICACIÓN La limitación más importante en la operación de estado estable de un generador sincrónico es el calentamiento de los devanados del inducido y del campo. En general el límite de calentamiento ocurre en un punto mucho menor que el correspondiente a las máximas potencias magnética y mecánica que puede suministrar el generador. De hecho, un generador sincrónico típico es capaz de suministrar hasta el 300% de su potencia nominal durante cierto tiempo (hasta que sus devanados se queman). Esta capacidad de suministrar potencia por encima de su valor nominal se utiliza para aumentar momentáneamente picos transitorios de potencia durante arranque de motores y transitorios similares de carga.

1 Tutorial de IEEE Protección Generadores Sincrónicos. The Power Engineering Educatiion Comité. Power System Relaying Comité. 2002 2 Norma No. 1 del AIEEE, junio de 1947.



También es posible utilizar un generador durante largos periodos a potencias que exceden los valores nominales, mientras que los devanados no se calienten más allá de su clase térmica antes de remover el exceso de carga. Por ejemplo, un generador que suministre 1MW indefinidamente podría suministrar 1.5 MW durante un minuto sin daño grave, y más bajos niveles de potencia, durante periodos progresivamente mayores. De todas maneras, la carga debe removerse al final o los devanados se sobrecalentarán3. Cuanto más alta sea la potencia sobre el valor nominal, más corto será el tiempo que puede tolerar la máquina. Tabla 1. Temperaturas nominales y aumentos observables sobre 40ºC de temperatura ambiente para el lugar más caliente de diferentes clases de aislamiento, según norma ANSI C50-12.

Clase de Aislamiento

Descripción del Material

Aumento permisible para una ºT

ambiente de 40ºC y 115% de la carga

Temperatura RTD

Temperatura Máxima

Lugar más Caliente

O Algodón, seda papel u otros materiales orgánicos que no estén impregnados ni sumergidos en aislamiento líquido.

50 85 90

A

Cualquiera de los materiales orgánicos anteriores impregnados o cubiertos con dieléctricos líquidos, barnices o esmaltes, o por películas de acetato de celulosa orgánico o de resinas semejantes.

65 100 105

B Mica, asbesto, fibra de vidrio u otros materiales inorgánicos con baja proporción de materiales de clase A, como aglomerantes y compuestos.

80 120 130

F

Materiales como mica, fibra de vidrio o asbesto, o combinaciones de los mismos, con sustancias aglomerantes adecuadas que demuestren tener una vida térmica.

115 140 155

H

Combinaciones de materiales inorgánicos tales como elástomeros de silicona, mica, asbesto, fibra de vidrio, etc., con aglomerantes tales como resina de silicona y otros materiales que demuestren tener una vida térmica.

140 160 180

N Materiales o sus combinaciones que mediante pruebas aceptadas demuestren tener una vida térmica hasta 200 °C

160 - 200

R Materiales o sus combinaciones que demuestren tener una vida térmica hasta de 220 °C

180 - 220

S Materiales o sus combinaciones que demuestren tener una vida térmica hasta de 240 °C

200 - 240

C

Materiales o sus combinaciones que demuestren tener una vida térmica mayor de 240 °C. Estos materiales actualmente comprenden la mica, la porcelana, el vidrio, el cuarzo y sustancias inorgánicas semejantes.

Sin límite seleccionado - No

determinado

3 Máquinas Eléctricas y Transformadores. Irving L. Kosow, página 515.



La elevación máxima de temperatura que puede soportar la máquina depende de la clase de aislamiento de sus devanados. Las clases de aislamientos A, B, F y H, corresponden generalmente a elevaciones de temperatura de 60, 80, 105 y 125°C, respectivamente, sobre la temperatura ambiente de diseño igual a 40ºC, que corresponde a la temperatura de salida del aire en los radiadores. La operación segura de temperatura para los devanados de una maquina, esta limitada por el material en función de su deterioro anormal. La variación para diferentes materiales aislantes se muestra en la tabla 1, donde también se encuentran los valores de temperatura para el lugar más caliente y el margen seguro de operación continua. Cuanto mayor sea la clase de aislamiento, mayor es la potencia que puede suministrar sin sobrecalentamiento en sus devanados. Figura 3. Clases de Aislamiento temperaturas máximas permisibles para el 115% de la carga y sobretemperaturas.

0

50

100

150

200

250

Tem

per

atu

ra (

°C)

Clase de Aislamiento

Temperaturas límite de materiales aislantes

Sobretemperatura 90 105 130 155 180 200 220 240 260

Temperatura 50 65 90 115 140 160 180 200 220

O A B F H N R S C

Un sobrecalentamiento de los devanados representa un problema muy grave en un generador. Se considera de forma empírica que por cada 10°C de elevación de temperatura por encima de la nominal del devanado, la vida media de la máquina se reducirá en la mitad. Los materiales de aislamiento modernos son menos susceptibles de ruptura que los materiales antiguos, pero las elevaciones de temperatura aun acortan dramáticamente sus vidas. Por esta razón una máquina sincrónica no debe sobrecargarse a menos que sea necesario. Conociendo los problemas de sobrecalentamiento en los devanados, se puede conocer el requerimiento de potencia de una máquina. Antes de la instalación, con frecuencia solo hay estimativos aproximados de la carga. Por lo tanto, las máquinas de uso general tienen usualmente un factor de servicio, definido como la relación entre la potencia máxima verdadera de la máquina a su potencia nominal de placa. Un generador con factor de servicio de 1.15 puede ser operado indefinidamente sin daño a 115% de la carga nominal. El factor de servicio de una máquina provee un margen de error en caso de que las cargas sean estimadas equivocadamente.



El lugar más caliente puede estar en el interior de los devanados del estator o de la armadura, o pude no estar accesible, por lo tanto es muy importante ubicar equipos de medida en las partes menos accesibles de la máquina, utilizando detectores de temperatura incrustados, ya sean termopares o RTD´s (temperature detector resistance), que se colocan en forma permanente en el interior de la máquina y cuyas puntas se sacan para fines de vigilancia de temperatura. Los equipos de medida utilizados en las partes exteriores a la máquina, como termómetros de mercurio, deben proporcionar lecturas de temperatura superficiales aceptables. Influencia de la temperatura en la vida de la máquina. La vida de una máquina es tan buena, como su aislamiento; como se afirmo anteriormente por cada 10°C de trabajo sobre el límite recomendado de temperatura del lugar más caliente, la vida de un devanado se acorta a la mitad. De manera inversa, por cada 10 °C de reducción de temperatura de trabajo, por debajo del límite recomendado, la vida del devanado aumenta al doble. De esta forma, se puede predecir la reducción (R) en la vida de la máquina cuando el límite de temperatura se rebase, al igual que la prolongación (E) de la vida de la máquina cuando se trabaje en un valor mucho menor que el límite de temperatura; utilizando la siguiente expresión que determina un factor:

2 factor El 10T

°∆

= C

R

E relación adimensional,

siendo, ∆T la diferencia positiva de temperatura entre el dato para el lugar más caliente de su aislamiento (Tabla 1) y la temperatura real que indique los detectores de temperatura incrustados en los devanados. Los 10ºC equivalen a la elevación de temperatura máxima que se aconseja para el lugar más caliente. La vida original del aislamiento se divide entre el factor cuando se trate de una reducción (R) y se multiplica por el mismo en el caso de una prolongación (E) en la vida del aislamiento. En consideración de lo anterior, las Normas NEMA definen los ciclos de trabajo en donde la unidad opera a potencias sobre la potencia RMS o valor efectivo de la máquina. • Trabajo Continuo: uso de la máquina sobre carga constante durante periodos razonablemente

largos. • Trabajo periódico: necesidades de sobre carga que pueden presentarse con regularidad a

intervalos periódicos razonablemente largos. • Trabajo intermitente: se presenta necesidades irregulares de sobre carga, incluyendo periodos

bastante largos de reposo sin carga. • Trabajo variable: tanto las cargas como los intervalos de tiempo pueden estar sujetos a una

amplia variación, sin reposo, a través de un periodo razonablemente largo, sin ninguna regularidad.



1.4. PARÁMETROS RELACIONADOS CON EL SISTEMA DE REFRIGERACIÓN Refrigeración es la operación por la cual el calor proveniente de las pérdidas producidas en la máquina es cedido a un medio refrigerante el cual a su vez incrementa su temperatura3. En una máquina con refrigeración a circuito abierto, el fluido refrigerante se renueva en forma permanente, entra fluido a temperatura menor y se devuelve al ambiente a una temperatura mayor. Se denomina fluido de refrigeración a un líquido o gas por medio del cual se extrae el calor. En las máquinas con refrigeración a circuito cerrado, donde este fluido no se envía al exterior, es necesario un intercambiador de calor y la presencia de un segundo fluido a menor temperatura que recibe el calor del primer fluido. Cuando la máquina arranca partiendo de fría, inicia un proceso transitorio de calentamiento. Inicialmente el calor generado se acumula en los materiales que constituyen la máquina, la temperatura se incrementa hasta que se alcanza el equilibrio térmico (régimen permanente) en el cual todo el calor generado es disipado. Equilibrio térmico es la condición alcanzada convencionalmente (de acuerdo con las normas) cuando las temperaturas de las distintas partes de la máquina sometida a un ensayo de calentamiento no varían más de 2 grados centígrados durante una hora4. Modos de refrigeración de las máquinas rotativas. Según el circuito en que se encuentra el fluido de refrigeración existen las siguientes clases de fluidos e intercambiadores de calor: • Fluido primario, líquido o gas que estando a menor temperatura que una parte de la máquina y

en contacto con ella, retira el calor producido. • Fluido secundario, líquido o gas que estando a menor temperatura que el fluido primario, retira

el calor cedido por este último por medio de un intercambiador de calor. • Fluido final, entendiéndose como tal, aquel al cual se transfiere finalmente el calor (en

máquinas abiertas o autoventiladas, el fluido final es también el fluido primario). • Medio remoto es el líquido o gas separado de la máquina del cual se conduce el refrigerante

y/o al cual se descarga por medio de caños o conductos de entrada y/o salida, o en el cual se instala un intercambiador de calor externo.

Un intercambiador de calor es un componente que transfiere calor de un medio refrigerante a otro manteniendo ambos medios separados. Un sistema de refrigeración de emergencia (stand-by) es un dispositivo de refrigeración que se provee adicionalmente con el sistema de refrigeración normal y que se utiliza cuando no está disponible el sistema normal.

4 Generador sincrónico y sistema de refrigeración. Página en Internet. WWW. Siafa.com.ar



Componente integral es aquella parte del circuito de refrigeración que está presente en la parte interna de la máquina y que para ser reemplazado se debe desarmar parcialmente la máquina. Componente separado de un sistema de refrigeración es aquel que está asociado con la máquina pero que no está montado integralmente con ella (puede estar ubicado en el medio envolvente o remoto de la máquina). Componente de circulación dependiente, es aquel que su funcionamiento está supeditado o ligado con la rotación del rotor de la máquina principal (ventilador o bomba conducida por esta máquina). Componente de circulación independiente, es aquel que no está vinculado con la rotación del rotor de la máquina principal (tiene un motor de impulsión propio). La designación de los métodos de refrigeración para máquinas eléctricas, consiste en las letras IC 5 seguidas por números y letras que representan respectivamente la disposición del circuito, el refrigerante utilizado y el modo de mover el medio refrigerante. El número que indica la disposición del circuito es válido para los circuitos primario y secundario. Cada circuito está designado por una letra que indica el tipo de refrigerante seguido por un número que indica como se realiza el movimiento del mismo. La letra y el número para el circuito primario se ubican en primer lugar, en segundo lugar para el circuito secundario. Se definen dos formas de designación, una simplificada, la otra completa. La designación completa se utiliza principalmente cuando no tiene aplicación la simplificada. Se denomina disposición del circuito la forma como el fluido circula para extraer el calor de la máquina. La forma más simple es aquella en que el fluido es guiado desde el medio que rodea la máquina a su interior y vuelve al medio que la rodea (circuito abierto). Otro modo consiste en que el fluido primario circula en un circuito cerrado de la máquina y cede el calor a través de la superficie externa de la máquina. Otra disposición es aquella en que el fluido primario circula en un circuito cerrado y cede el calor a través de un intercambiador que puede ser integral, montado o separado de la máquina. La naturaleza del fluido de refrigeración está identificada por una de las siguientes letras: Tabla 2. Designación de letras IC para sistemas de refrigeración.

Letra característica Refrigerante

A Aire

F Freón

H Hidrógeno

N Nitrógeno

C Dióxido de carbono

W Agua

U Aceite

S Otro refrigerante

Y No definido

5 Norma IEC 34-6 que se refiere y establece una designación para los distintos circuitos de refrigeración utilizados en máquinas eléctricas



Cuando se adopta la designación simplificada y se utiliza como refrigerante el aire, la letra característica puede omitirse. Se utiliza la letra "S" cuando el refrigerante se define en otro lugar, por ejemplo en la documentación técnica o comercial. Cuando no está definido el fluido se utiliza temporalmente la letra "Y" que finalmente debe ser reemplazada por la letra correspondiente. 1.5. PARÁMETROS DE OPERACIÓN 1.5.1 Corriente de armadura. Es la corriente máxima permisible en el estator limitada por la temperatura de los devanados del mismo. Su lugar geométrico es una semicircunferencia de radio igual a la potencia máxima aparente (KVA ó MVA) de la máquina, debido a que el voltaje en terminales Vt es constante e Ia es proporcionalmente constante. Figura 4. Circuito por fase de un generador y diagrama fasorial

* Se puede observar el fasor de la corriente en el estator, por medio del vector IaXs

1.5.2 Potencia nominal. Es la potencia eléctrica aparente expresada en voltioamperios (VA) que corresponde al factor de potencia (F ) nominal de la unidad. 1.5.3 Potencia máxima activa. La potencia máxima activa está limitada por la capacidad motriz de la máquina la cual está dada por la turbina. La potencia activa de salida del generador siempre es positiva sin importar el factor de potencia (F ) de salida, además es constante debido a que el voltaje en terminales es constante.

φcosta VIP = (1)

1.5.4 Excitación máxima. La corriente de excitación máxima está limitada por el calentamiento del rotor y las características propias de la excitatriz, está induce en el estator una fuerza electromotriz (FEM) que condiciona la potencia aparente entregada por el generador. 1.5.5 Excitación mínima. La excitación mínima para un generador sincrónico se presenta cuando el voltaje generado (Ea) es igual al voltaje en bornes de la máquina (Va,) para una ángulo



de torque (δ) igual a cero, es decir, la corriente de excitación que induce aquella fuerza electromotriz (fem), para esta condición6. 1.5.6 Angulo de torque nominal máximo. El ángulo de torque máximo o límite de estabilidad permanente, se define como la capacidad que tiene una máquina sincrónica o un sistema de potencia para llegar al estado estacionario después de una perturbación. Está perturbación se puede presentar por un cambio en la carga, un cambio en la generación, o una falla (cortocircuito). El ángulo de torque nominal máximo (δ), es el comprendido entre la tensión en bornes y la FEM inducida del generador. La potencia máxima que puede entregar el generador teóricamente, se presenta para un ángulo de torque igual a 90°, sin embargo, normalmente los generadores no alcanzan este límite, siendo los ángulos típicos de torque 15° y 20° a plena carga.

δsenX

EVP

d

aa= (2)

6 Esta condición de operación se obtiene haciendo las pruebas de corto circuito y circuito abierto, además, será de mucha importancia para la obtención de la corriente base de excitación del generador.



2. MODOS DE FUNCIONAMIENTO DE UN GENERADOR SINCRONICO 2.1. BAJO RÉGIMEN PERMANENTE Para entender las características de operación de un generador sincrónico, es preciso examinar un generador alimentando una carga como el de la figura 57. Figura 5. Representación esquemática del generador conectado a una carga Una variación en la carga redunda en una variación en la potencia activa o reactiva suministrada por el generador.

Si la corriente de campo es constante, el flujo magnético generado por el rotor (φ) es constante.

Si mantiene constante su velocidad sincrónica ω, la magnitud del voltaje interno generado será

constante e igual a Ea=Kωφ . Donde K, es una constante de diseño de la máquina. Si el voltaje inducido Ea permanece constante cuando varía la carga, el ángulo entre la corriente en terminales y el voltaje en terminales del generador deberá cambiar. Lo anterior nos permite hacer las siguientes suposiciones en cuanto a los modos de operación de la unidad. Generador con factor de potencia en atraso. Si se adiciona más potencia reactiva inductiva con el mismo factor de potencia (F ), la magnitud de la corriente de armadura aI se incrementa sin variar el ángulo de atraso (F ) respecto al voltaje de fase. El voltaje interno generado Ea está limitado a la misma magnitud que tenía antes del incremento de la carga, y el voltaje de reacción de inducido as IJX es mayor que el de antes del incremento de la carga, pero tiene el mismo ángulo (F ), puesto que, 7 Conceptos básicos de generador sincrónico. Escuela Colombiana de Ingenieía “Julio Garavito” . Bogotá 2002

CARGA G



φδ ∠+∠=∠ asaa IjXVE 0 (3)

Si se representan estas limitaciones en un diagrama fasorial, hay un solo punto y únicamente uno en el cual el voltaje de reacción del inducido puede ser paralelo a su posición original mientras se incrementa su tamaño. La figura 6 muestra la gráfica resultante. Si se cumplen estas restricciones, se observa que cuando la carga se incrementa, el voltaje Va decrece abruptamente. Figura 6. Generador sincrónico con factor de potencia en atraso.

Generador con factor de potencia igual a la unidad. Si adicionan cargas con factor de potencia (F ) unitario al generador, se presenta una pequeña disminución en el voltaje de generado (Va). Ver figura7. Figura7. Denerador sincrónico con factor de potencia iogual a la unidad.

Generador con factor de potencia en adelanto. Si se adicionan nuevas cargas de potencia reactiva capacitiva con el mismo factor de potencia (F ), esta vez el voltaje de reacción del inducido (jIaXs) es diferente de su valor previo y el voltaje en bornes (Va) incrementa realmente (figura 8). En este caso, un incremento de carga en el generador produce un incremento en el voltaje de sus terminales (Va).



El comportamiento de los voltajes de un generador se compara mediante la regulación de voltaje (VR) definida con la ecuación (4):

%100×−

=n

noR V

VVV (4)

donde Vo es el voltaje del generador en vacío y Vn es el voltaje a plena carga. Un generador sincrónico que opera con factor de potencia (F ) en atraso tiene una regulación de voltaje positiva grande, si opera a factor de potencia unitario, tiene una regulación de voltaje positiva pequeña y si opera a factor de potencia en adelanto tiene generalmente regulación de voltaje negativa. Figura 8. Generador sincrónico operando con factor de potencia en adelanto

Normalmente se desea conservar constante el voltaje que se suministra a la carga aunque la carga varíe, entonces el método es variar la magnitud de Ea para compensar los cambios de carga, recordando que el voltaje generado es igual a Ea=Kφω. Puesto que la frecuencia no debe variar, y K es una constante, Ea se controla variando el flujo de la máquina por medio del devanado de excitación. Disminuyendo la resistencia del circuito de excitación Rf en serie con el devanado de campo del generador se incrementa la corriente de campo, como consecuencia los siguientes efectos sobre el generador: a. Un incremento en la corriente de campo incrementa el flujo de la máquina. b. Un incremento en el flujo incrementa el voltaje interno generada Ea. c. Un incremento en el voltaje interno Ea incrementa el voltaje de los terminales del generador Va. Entonces, es posible regular el voltaje en los terminales del generador, cuando cambia la carga, ajustando la corriente de campo.



2.2. CONSIDERACIÓN DE LAS PÉRDIDAS BAJO CONDICIONES NORMALES DE FUNCIONAMIENTO

La determinación de las pérdidas totales se obtiene como la suma de las siguientes pérdidas, que se garantizan por separado, durante la operación continua de un generador.

Pérdidas constantes.

a) Pérdidas en el hierro (paquete magnético) y pérdidas adicionales en otras partes metálicas.

b) Pérdidas por rozamiento (cojinetes y escobillas). Las pérdidas en los cojinetes comunes deben ser indicadas separadamente aunque los mismos se suministren con la máquina.

c) Pérdidas por ventilación que incluyen la potencia absorbida por los ventiladores, y eventualmente las máquinas auxiliares que forman parte integral de la máquina.

Pérdidas en carga.

a) Pérdidas joule en los devanados del inducido ( )RI 2 .

b) Pérdidas joule en los devanados de arranque o amortiguadores de las máquinas trifásicas. Debe notarse que las pérdidas en los devanados amortiguadores son particularmente significativas solamente en máquinas monofásicas.

Las pérdidas Joule deben ser referidas a determinadas temperaturas según sea la clase de aislamiento.

La temperatura de referencia de las pérdidas que las normas fijan puede coincidir o no, con la temperatura que corresponde al límite de sobreelevación (también de norma) de cada clase de aislamiento.

Las temperaturas de referencia para las distintas clases de aislamiento y devanados en cobre, son:

Tabla 3. Temperatura ambiente corregida para devanados en cobre.

CLASE TEMPERATURA (ºC)

A, E y B

F y H

75

115

Pérdidas adicionales debidas a la carga.

a) Son las pérdidas que se producen en carga tanto en el circuito magnético, como en otras partes metálicas de la máquina.

b) Pérdidas por corrientes parásitas en los conductores de los devanados del inducido.



Pérdidas en los circuitos de excitación.

a) Pérdidas joule en los devanados y en los reóstatos de excitación.

b) Pérdidas totales de la excitatriz mecánica conducida por el eje principal cuando forma parte de la unidad completa, y que se utiliza solamente para excitar la máquina, conjuntamente con las pérdidas en los reóstatos del circuito de excitación, pero con excepción de las pérdidas de rozamiento y ventilación.

Se deben incluir también las pérdidas en los rectificadores de los sistemas de excitación sin escobillas ("brushless"), en los engranajes, correas o transmisiones similares entre el eje de la máquina y la excitatriz.

Se deben tener en cuenta todas las pérdidas en cualquier aparato que se utilice para la autoexcitación y regulación y que esté conectado a los terminales de la máquina sincrónica.

Pérdidas de excitación.

Las pérdidas de excitación se calculan con la expresión I2´ R, teniéndose en cuenta que la resistencia del devanado de excitación corresponde al valor corregido a la temperatura de referencia, y la corriente de excitación corresponde a la condición nominal de funcionamiento, medida directamente durante el ensayo en carga.

En casos en que no es posible la realización del ensayo en carga el método de determinación de la corriente que se utiliza para evaluar las pérdidas debe ser acordado entre el fabricante y el comprador.

Pérdidas en las escobillas.

Se determinan como el producto de la corriente de excitación nominal por la caída de tensión en escobillas. La caída de tensión admitida para todas las escobillas de cada polaridad será:

• escobillas de carbón o grafíticas 1.0 V

• escobillas metalgrafíticas 0.3 V

es decir, una caída total de 2.0 V para las de carbón o grafíticas, y 0.6 para las metalgrafíticas, además de las pérdidas mecánicas por rozamiento de las escobillas.

2.1. Métodos de ensayo para determinación de las pérdidas8. Los ensayos se deben realizar en la máquina nueva con todos los elementos necesarios para su servicio normal.

8 Pérdidas asociadas a un generador. WWW.ing.unlp.edu.ar



Las unidades también se deben contar con dispositivos de regulación automática de tensión. Los instrumentos de medición y sus accesorios, tales como transformadores de medición, shunts y puentes utilizados durante los ensayos, deben ser al menos de clase 1.0. Los instrumentos utilizados para la medición de las resistencias en corriente continua deber ser al menos de clase 0.5.

La determinación del rendimiento de una máquina sincrónica puede ser realizada utilizando un método directo o uno indirecto.

El método directo requiere la medición simultánea de la potencia entregada y de la potencia absorbida, y se puede aplicar en aquellos casos en que la diferencia de potencia alcanza un valor considerable, de modo tal que los errores de medida puedan considerarse despreciables respecto al valor de las pérdidas medidas.

En máquinas medianas y grandes se prefiere recurrir al método indirecto, que consiste en la determinación del rendimiento convencional, mediante la medición separada de las distintas pérdidas presentes en la máquina.

En tal sentido las normas proponen distintos métodos y en el caso de que se puedan utilizar métodos alternativos para un determinado tipo de máquina, se indican cuales son aquellos preferibles.

Se debe tener en cuenta que el proyectista evalúa las pérdidas y el rendimiento mediante cálculos que no siempre tienen en cuenta la totalidad de las pérdidas que se manifiestan en la máquina en las condiciones normales de funcionamiento.

Son los ensayos los que en definitiva determinan el grado de apartamento entre los valores calculados y los medidos y que como se sabe son motivo de las garantías.

Por ello cuando el rendimiento o las pérdidas totales se obtienen mediante la medición de la potencia de entrada y de salida, una inexactitud en estas mediciones se traduce en un error directo del rendimiento (mediciones de potencia con una exactitud no mayor del 1%, pueden dar un error de la determinación del rendimiento o de las pérdidas del 2%).

2.3. CONSIDERACIÓN DE LAS PERDIDAS BAJO CONDICIONES ANORMALES DE FUNCIONAMIENTO9 A MVA nominales, pero a un voltaje diferente al nominal. Todos los generadores construidos de acuerdo a la norma ANSI C 50.12 y posteriores, son capaces de operar a MVA

9 Máquinas Eléctricas Estado Estático y Dinámico. George J. Thaler and Milton L. Wilcox



nominales con una variación de %5± del voltaje nominal. Para operaciones más allá de estos límites debe consultarse con el fabricante. A MVA nominales y frecuencia distinta a la nominal. Esta operación es muy inusual y cualquier desviación de más del 2% respecto de la frecuencia nominal, deberá discutirse con el fabricante (58.8 – 61 Hz). Por encima de los MVA nominales pero a frecuencia y voltajes nominales. Los hidrogeneradores grandes de alto voltaje, construidos de acuerdo a las normas ANSI C50.12 de 1965 y posteriores pueden operarse hasta 115% de la carga a factor de potencia, frecuencia y voltajes nominales. Para esta operación se recomienda, como un medio de asegurar la máxima vida del aislamiento, mantener la temperatura tan baja como sea posible, no por encima del máximo de 10°C recomendados de sobretemperatura. A MVA por encima de los nominales y a voltaje diferente del nominal. Se recomienda consultar el caso específico al fabricante del generador. Condiciones anormales de corto circuito de corta duración. Las capacidades de corto circuito se especifican en las normas de fabricación del respectivo generador. Operación como condensador sincrónico. En algunos casos, cuando el sistema es deficitario en energía reactiva, se requiere operar unidades de generación como condensadores sincrónicos, es decir, con generación de potencia activa igual a cero y generando un valor específico de reactiva. Está operación no presenta ningún problema, salvo que debido a la fricción con el viento la turbina se calienta. Generalmente, las turbinas hidráulicas están provistas de agujeros por donde pueda inyectarse agua con una manguera o de un sistema directo de enfriamiento del rodete.



3. ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGABILIDAD DE UN GENERADOR SINCRONICO

La curva de carga se construye considerando que el generador tiene un voltaje en terminales fijo (Vt). El método para determinar los límites de generación de un generador sincrónico de polos salientes es similar al de un generador de polos lisos, la diferencia radica en la obtención de las curvas del límite de estabilidad permanente. 3.1. ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGA DE UN GENERADOR SINCRÓNICO DE POLOS SALIENTES POR MEDIO DEL METODO UTILIZADO PARA UN GENERADOR DE ROTOR CILINDRICO. Los efectos de los polos salientes en cuanto a las interrelaciones, de voltaje en terminales, corriente de armadura, potencia y excitación de campo sobre el rango normal de funcionamiento, pueden tratarse con exactitud satisfactoria mediante la teoría sencilla de rotor cilíndrico. Sin embargo, con el cambio en valores considerables de excitación (subexcitación), se harán importantes los efectos de los polos salientes; también, se debe considerar que la posición angular del voltaje generado Ea y el voltaje transitorio E´a se ven afectados por el par de reluctancia de una máquina de polos salientes. Generalmente, las condiciones de capacidad nominal de un generador se expresan por la salida nominal en KVA ó MVA obtenibles en sus terminales, a una velocidad, frecuencia, voltaje y factor de potencia (φ) especificados. La máxima potencia activa, no suele suceder para las anteriores condiciones, ya que la turbina tiene una potencia nominal un poco superior a los kilovatios o megavatios nominales del generador a factor de potencia nominal (φ). La norma6 bajo la cual esta fabricado el generador, especifica las condiciones de servicio que deben cumplirse para que la máquina pueda operar continuamente a sus valores nominales. En cuanto a la corriente de armadura, lo usual es que el generador este en condiciones apropiadas para entregar kilovatios o megavatios, a factor de potencia igual a la unidad, es decir, esta corriente varía entre 0 y su valor nominal como máximo, correspondiendo a un valor sobre su misma base de 1.0 por unidad. Este límite se puede representar con exactitud para cualquier maquina sincrónica, independiente del tipo de construcción del rotor. Debido a que el voltaje en terminales de la máquina es el voltaje base del generador, este equivale a 1.0 en por unidad con un ángulo de 0° ( °∠0aV ). Entonces, el voltaje interno o generado depende de las condiciones nominales en las terminales de la máquina, y será igual a este voltaje si se quitara la plena carga sin hacer ningún cambio en la corriente de campo. Con lo anterior, la representación del lugar geométrico de la corriente de campo de un generador de rotor cilíndrico aplicado a un generador de polos salientes, permite despreciar los efectos de la reacción de armadura sobre el eje de cuadratura dentro del área de sobreexcitación en la curva P-Q. El devanado de campo produce flujo que se orienta lo largo del eje directo del rotor, siendo la densidad de flujo mayor para el eje directo que para el eje de cuadratura.

6ANSI C50-12



Figura 9. Efectos de la reacción de armadura sobre el eje directo del rotor.

*φf flujo de campo, φar flujo reacción de armadura, Ea voltaje interno generado, Ia corriente de armadura La relación de corto circuito referida para el cálculo del límite de la corriente de excitación se presenta para un punto donde la máquina esta parcialmente saturada, es decir, la reacción de armadura se hace más fuerte dentro de la región interpolar ó eje de cuadratura produciendo una onda de flujo de campo de tercera armónica, que su vez genera fuerzas electromotrices de tercera armónica en las fases de la armadura (Figura 10) 7; sin embargo estos voltajes no aparecen entre las terminales de línea, permitiendo utilizar la teoría de rotor cilíndrico. En general la reactancia de eje de cuadratura qX equivale a 0.6 dX o 0.7 dX de la reactancia de eje

directo8. Figura 10. Flujo normal de campo y efecto de la reacción de armadura sobre el eje de cuadratura.

*φf flujo de campo, φar flujo reacción de armadura, Ea voltaje interno generado, Ia corriente de armadura.

7 Basado en la teoría propuesta por Andre Blondel, Vector Diagrams . Power System Estability: Syncrhonous Machines. Edwar Wilson KimbarK, página 69 Capitulo XII. 8 Steady-State Stability Power System Estability: Syncrhonous Machines. Edwar Wilson KimbarK, página 148 Capitulo XIII.

Eje Directo de Polo de Campo

Flujo real de campo

Flujo real de armadura Fundamental de

flujo de armadura

Fundamental del Flujo de campo

Superficie de Armadura

f φ

a I

ar φ f Ea

Eje de polo de campo Fundamental del flujo de la armadura

Flujo real de la armadura

Flujo Real de campo

Superficie de la armadura

Tercera armónica del flujo de armaura

Fundamental delflujo de campo

fφ

aI arφfE



Para el estudio de estabilidad de estado estable de un generador sincrónico la salencia de los polos afecta y la saturación afectan tanto el límite de estabilidad como el límite de calentamiento para el área de subexcitación en la curva P-Q (Figuras 10 y 11). El periodo de oscilación mecánica de una máquina durante una perturbación es del orden de 1 segundo y la conducta de la máquina durante el primer cuarto-periodo le basta a menudo mostrar si el sistema es estable o inestable9. La constante subtransitoria de tiempo de una máquina sólo es aproximadamente 0.03 a 0.04 segundos, que es un corto periodo, comparado con el periodo de oscilación mecánica; por consiguiente, en los estudios de estabilidad los fenómenos subtransitorios se desprecian. La constante de tiempo en la armadura es aproximadamente 0.1 a 0.3 sec, para un corto circuito en las terminales de la armadura, pero se disminuye grandemente por la resistencia externa. La componente d-c de la corriente de la armadura ordinariamente se desprecia también, aunque su efecto puede ser apreciable en caso de una falla cerca de las terminales de la máquina. El único transiente eléctrico que necesariamente debe ser considerado en un estudio de estabilidad es la componente transitoria. Su constante de tiempo es de aproximadamente 0.5 a 10 segundos, usualmente es mayor que el periodo de oscilación mecánico; por lo tanto la componente transitoria no puede ignorarse aunque su decremento frecuentemente se ignora. La componente transitoria puede tenerse en cuenta de varios maneras que difieren por la exactitud de las suposiciones y la cantidad de cálculo requeridas. Las siguientes suposiciones consideran las diferencias para un generador de polos salientes y un generador de polos lisos. Figura 11. Característica de potencia-ángulo para un generador de polos salientes, superpuesta la característica de potencia-ángulo de rotor cilíndrico.

En un generador de polos salientes:

1. El voltaje E a´ detrás de la reactancia transitoria de eje directo es constante.

2. El flujo puede considerarse constante para el devanado de campo 9 Máquinas Eléctricas. Fitzgeral, A.D. Kingsley

Pd

δ2sen11

2

2

−

dq

t

XX

V

δsend

ta

X

VE

Potencia debida a la excitación de campo

Potencia debida a la prominencia

Potencia resultante en el eje directo Pd

MOTOR GENERADOR



3. El decremento del campo y la acción del regulador de voltaje pueden calcularse, variando E´q, componente del voltaje inducido en el eje de cuadratura

Estas suposiciones se enumeran en su orden de exactitud creciente y la simplicidad de cálculo. Para un generador con rotor cilíndrico, que tiene en su circuito de rotor los dos ejes, se deben tener las siguientes suposiciones utilizando los siguientes métodos: 1. El voltaje Ea´ transitorio detrás de la reactancia transitoria de eje directo puede

considerarse constante 2. El flujo de campo para el rotor puede considerarse constante para ambos ejes. 3. El efecto del decremento y la acción del regulador de voltaje para el flujo sobre el eje

directo del circuito del rotor (es decir, sobre Ed ´) puede ser calculado. Mientras el circuito del eje de cuadratura se asume abierto (es decir, Eq´=0)

El problema de las máquinas sincrónicas, es el flujo de dispersión en ambos extremos del estator a causa de la reacción de armadura. Cuando la máquina opera dentro del área de subexcitación, de tal manera que la máquina se lleva a la región de operación de factor de potencia uno o adelantado, el voltaje en terminales disminuye ocurriendo que la corriente de carga aumente y por consiguiente, el flujo de dispersión que es producido por está aumente y gire a la velocidad sincrónica con respecto al estator resultando estacionario con respecto al rotor. El flujo de dispersión cruza de un punto del estator a otro situado a 180° eléctricos, para lo cual, obviamente, toma el camino de más baja reluctancia siendo este, las cabezas del devanado estatórico. Luego pasa a través del entrehierro al anillo de retención o devanado amortiguador, lo rodea y llega nuevamente 180° eléctricos adelante. Mientras el flujo principal en el cuerpo del estator es paralelo a la laminación, El flujo de dispersión entra y sale de las terminales del estator en una dirección esencialmente perpendicular a la laminación. Así que el efecto de la laminación es el de reducir las corrientes de torbellino, causadas por el flujo de dispersión en los extremos; debe saberse que para el flujo perpendicular, las pérdidas en el núcleo son 100 veces mayores que para el flujo paralelo a la laminación. A consecuencia del efecto anterior, se genera un calor adicional apreciable que como es aplicado a un volumen relativamente pequeño de material, puede producir temperaturas peligrosamente altas en un lapso de tiempo de pocos minutos. Aquí la maquina no esta saturada por consiguiente los anillos de retención tampoco, es evidente observar el efecto de la saturación incipiente y despreciar los efectos debidos a la salencia. Efecto de los polos salientes. El conocimiento de la curva de potencia-ángulo (Figura 11) para el estado transitorio de una máquina sincrónica de polos salientes permite usar el criterio de áreas iguales, para encontrar el ángulo crítico de oscilación o el límite de potencia para un sistema que consiste en un generador sincrónico conectado a una barra infinita10. Los resultados por este

10 Máquinas Eléctricas Sincrónicas. Diez, Saldarriaga Emiro. Universidad Pontificia Bolivariana, Escuela de Ingeniería. 1990



criterio pueden compararse con los resultados por rotor cilíndrico, es decir, con el voltaje Ea´ constante, detrás de la reactancia transitoria de eje directo. El caso más simple para analizar, es una máquina conectada directamente a una barra infinita por medio de una resistencia despreciable; este caso constituye una prueba valida. Al aplicar el análisis del rotor cilíndrico a una máquina de polos salientes, la relación Xd´/Xq puede ser más que la unidad, permitiendo adaptar la curva de potencia-ángulo de una máquina de polos salientes a una máquina del rotor cilíndrico que tiene el mismo valor de Xd´. La suma de la reactancia externa, es decir, la de la barra infinita, hace que la Xd´/ Xq sea aproximadamente la unidad11. La ecuación (3) contiene la componente fundamental y la segunda armónica. La segunda armónica es proporcional al cuadrado del voltaje terminales y a Xd – Xq. Cuando se utiliza la teoría de rotor cilíndrico para un generador de polos salientes, se asume Xq igual a Xd, es decir, el valor de la reluctancia es cero. El efecto de la reluctancia es aumentar la Potencia máxima y disminuir el ángulo a la que está ocurre. Normalmente la reluctancia máxima ocurre para un voltaje de excitación mayor que el voltaje en terminales y bajo estas condiciones el efecto la reluctancia en el límite de estabilidad es mínimo. Esto es posible para máquinas que operan en forma estable manteniendo la corriente de campo para el área de sobrexcitación, también estable. Sin embargo en el caso de un condensador sincrónico subexcitado con el voltaje en terminales nominal, la reluctancia aumenta considerablemente el límite de estabilidad.

δδ 22

2 senXX

XXVsen

X

VEP

qd

qd

d

aq −+= (3)

Teniendo el generador un buen sistema de excitación, el efecto de los polos salientes puede olvidarse con un error pequeño, manteniéndose un margen seguro para el límite de excitación. En general el efecto de saturación es mucho más importante que el efecto de los polos salientes. A continuación se presentan un ejemplo con el fin de comparar los resultados de la ecuación de potencia-ángulo de una máquina sincrónica de polos salientes, con los resultados obtenidos por medio de la ecuación de potencia-ángulo de una máquina de rotor cilíndrico. Ejemplo: encontrar el límite de estabilidad para una máquina sincrónica de polos salientes con valores de ..2.1 upX d = y ..9.0 upX q = , la máquina esta conectada a una barra infinita con un

voltaje de 1.0 p.u. y el voltaje inducido tiene un valor de 1.5 p.u.:

( )

δδ

δδ

214.025.1

29.02.12

9.02.10.1

2.10.15.1 2

sensenP

sensenP

+=××

−+

×=

Considerando valores para δ : 11 Power System Estability Synchronous Machines, Capitulo XV, página 276. Edwuar Kimbark



Para δ = 90?, P = 1.25 Para δ = 80?, P = 1.27 Para δ = 70?, P = 1.23 Entonces el límite de estabilidad corresponde a 1.27 en p.u para la potencia activa, y comparando estos valores con la ecuación de potencia-ángulo de rotor cilíndrico:

..25.1 upsenX

VEP

d

aa == δ , para el mismo ángulo.

El error causado por despreciar el efecto de los polos salientes es de 1.5% Efecto de la saturación. Una máquina de rotor cilíndrico no saturada, es la representación del estado estable para la reactancia sincrónica no saturada Xd, para un voltaje de excitación constante Eq y para una corriente de campo constante. Una máquina sincrónica saturada puede representarse como una reactancia y una fuerza inducida (fem), pero esto no es constante, sin embargo, esto puede asumirse constante durante pequeños cambios en la carga como se asume que ocurre en la prueba de estabilidad de estado estable. La reactancia de una máquina saturada se ha llamado diversamente el equivalente ajustado o se ha llamado como la reactancia sincrónica saturada. Las últimas dos condiciones se usarán aquí con importancias algo distintas. La reactancia sincrónica saturada y la reactancia equivalente son más pequeñas que la reactancia no saturada. El límite de estabilidad se estima para una saturación despreciable cuando el voltaje de excitación se asume constante y pequeño con respecto al límite de estabilidad verdadero. El valor de la reactancia sincrónica equivalente ó la reactancia sincrónica saturada varían con la saturación; el valor usualmente está entre 0.4 a 0.8 de la reactancia no saturada12. La reactancia como la fem varían con la saturación, ya que el voltaje Ea es función del flujo detrás de la reactancia de armadura, o más exactamente del voltaje Ep13 detrás de la reactancia de Potier. Para verificar si un sistema de potencia está estable o inestable en alguna condición de operación en particular, el punto de observación debe tomarse entre cada máquina sincrónica y el resto del sistema. Además el límite referido a la pérdida de estabilidad, se presenta cerca del límite por baja excitación dentro del área de subexcitación de la máquina. Aunque el regulador automático de voltaje mantiene el voltaje en terminales normal; usualmente entre –20% y el 10% del este voltaje nominal. 12 Una manera exacta de representar una máquina saturada de polos no salientes es por medio de una reactancia y fem, método de Putman. 13 Es la reactancia de fuga equivalente utilizada en lugar de la reactancia de fuga de reacción de inducido (armadura),para determinar la excitación máxima en carga; por medio del metódo del triángulo de Potier.



3.2. PASOS PARA LA ELABORACIÓN DE LA CURVA DE CARGABILIDAD 3.2.1 Obtención de los parámetros necesarios para la elaboración de la curva de carga. Potencia aparente nominal del generador (S) en MVA ó KVA Método de obtención: Características nominales de placa. Voltaje en bornes (V a) en kV Método de obtención: Características nominales de placa. Factor de potencia nominal (φ). Método de obtención: Características nominales de placa. Reactancia sincrónica no saturada. Método de obtención: Esta reactancia sincrónica no saturada se obtiene conociendo el voltaje en bornes de la máquina y la corriente de armadura nominal, basados en la característica de circuito abierto, línea de entrehierro (OCC) y de cortocircuito (SCC) de la unidad.

GAPfAIR

fSCCdu

ASCC

OCC

SCCA

AOCCS I

IX

I

V

I

EX

−

=≈==,φ

(4)

En donde,

duX : reactancia sincrónica de eje directo no saturada

aOCCE : voltaje inducido sobre la característica de circuito abierto, línea de entrehierro

aSCCI : corriente de armadura sobre la curva de corto circuito

aOCCV : voltaje en terminales sobre la curva de circuito abierto, línea de entrehierro

SX : reactancia sincrónica aproximada La reactancia real de la máquina determinada por el método de las curvas características de vacío y cortocircuito no es muy exacta. Mientras que aI se toma para la característica de corto circuito, cuando la máquina está parcialmente saturada a factores de potencia extremadamente bajos; en efecto, Ea se toma de la característica de circuito abierto cuando la máquina está



saturada por grandes corrientes de campo por lo tanto el valor de XS es aproximado14 y se puede considerar para efectos de la representación de la curva P-Q como la reactancia sincrónica no satura en eje directo duX (ecuación 4). También se debe considerar el valor de la reactancia de eje directo saturada como,

fOCC

fSCCds I

IX ≈ (5)

en donde se revisa el valor del voltaje en terminales y el voltaje generado sobre la curva de circuito abierto. Pruebas necesarias para la determinación de la reactancia sincrónica15.

Pruebas para la curva de saturación en vació16. Esta curva se obtiene llevando el generador a velocidad sincrónica en vació y registrando tanto el voltaje en terminales de la armadura, como la corriente de campo. Normalmente se deben tomar 10 valores y tener una distribución entre ellos como sigue:

v 4 lecturas por debajo del 60% del voltaje nominal, la primera lectura a un valor de excitación igual a cero)

v 2 lecturas entre el 60% y el 90% del voltaje nominal

v 2 lecturas entre el 90% y el 110% del voltaje nominal

v 2 lecturas por encima del 110% del voltaje nominal

v Se debe tratar de incluir un punto cercano al 130% ó a corriente de campo para carga nominal, la cual es la menor corriente de campo requerida.

A voltaje nominal, deben tomarse las lecturas de las tres fases línea a línea, para verificar que estén balanceadas. Estas lecturas deben efectuarse bajo condiciones de excitación y velocidad constantes, con el mismo aparato de medida (Voltímetro).

Las lecturas para la curva de vació, deben tomarse siempre, aumentando la excitación. Si por alguna razón resulta necesario disminuir la corriente de campo, está deberá disminuirse hasta cero y luego aumentarse cuidadosamente hasta el valor deseado.

14 Por está razón, la reactancia sincrónica será el valor de la reactancia sincrónica no saturada que para efectos de la representación de la curva de cargabilidad será la obtenidos durante las pruebas de puesta en servicio (Xdu). 15 Saturation Curves, Segregated Losses, and Efficiency. IEEE Guide: Test Procedures for Synchronuos Machines. IEEE Std 115- 19 . 16 aplicable a maquinas diseñadas bajo normas ANSI C50 y ANSI/NEMA MG1-1978



Línea de entrehierro. La línea de entrehierro se obtiene de la curva de saturación en vació, extendiendo una línea recta a lo largo de la porción inferior de la misma. Si la porción inferior no es lineal, la línea de entrehierro se dibuja como la línea de máxima pendiente sobre la curva, a partir del origen y tangente a la curva de saturación.

Curva de saturación en corto circuito17. Está curva se obtiene llevando la máquina bajo prueba a velocidad nominal, con las terminales en el lado de alta tensión cortocircuitadas y registrando sus respectivas corrientes de armadura y campo.

Las lecturas de corriente deben tomarse disminuyendo la excitación, empezando con el valor que produce un valor de corriente de armadura, igual al 125% de la corriente nominal. Este punto de más alta carga debe tomarse primero, para que la temperatura del devanado se mantenga lo más constante posible durante la prueba.

Normalmente deben tomarse lecturas para corrientes de armadura de aproximadamente 125, 100, 75, 50 y 25 % de la corriente nominal. En algunos casos puede resultad impracticable obtener el punto de más alta corriente.

A corriente nominal deben tomarse lecturas en todas las tres fases para chequear el balance. Si hay más de una línea o terminal neutro por fase, debe chequearse para cada fase el balance de corriente entre los terminales separados.

Figura 12. Curvas características de vació y cortocircuito para un generador sincrónico.

Va

Ia

Tens

ión

en V

ació

(ord

enad

as d

e O

CC

) (K

V)

Cor

rient

e de

Cor

toci

rcui

to (o

rden

adas

de

SC

C) (

A)

Corrientes de excitación (A) If

Recta del Entrehierro

OCC

SCC

17 Load excitation and Voltaje Regulation IEEE Guide: Test Procedures for Synchronuos Machines. IEEE Std 115- .

Xs



3.2.2 Elaboración del circuito equivalente del generador. La manera más conveniente de construir la curva de cargabilidad de un generador sincrónico es a partir de su circuito equivalente. El hecho de que las tres fases son idénticas en todas sus características, excepto en el ángulo de fase, conduce a representar el generador sincrónico por su circuito equivalente por fase. Figura 13. Circuito por fase de un generador sincrónico.

La distorsión del campo magnético del rotor por efecto del campo magnético estatórico producido por la corriente en el inducido ó la llamada reacción de inducido ( σX ), la autoinductancia (Xa) y la resistencia (Ra) de la máquina, permitiendo simplificar el diagrama fasorial del generador por medio de su circuito por fase. La suma ó combinación de la autoinductancia el devanado estatórico y la reacción de inducido determinan la reactancia sincrónica de la máquina (Xs). Figura 14. Circuito equivalente por fase.

En los generadores sincrónicos reales, la reactancia sincrónica (Xs) es mucho mayor que la resistencia del devanado (Ra), por lo tanto está se desprecia con frecuencia para el estudio cualitativo de las características de la máquina (Figura 14.). Sin embargo, la resistencia de armadura Ra es indispensable para expresar con exactitud la diferencia entre el voltaje generado y el voltaje en bornes. 3.2.3 Elaboración del diagrama fasorial de voltajes del circuito por fase de un generador sincrónico. Los voltajes en un generador sincrónico son alternos, usualmente se expresan como fasores. Puesto que los fasores tienen magnitud y ángulo, la relación entre ellos debe ser expresada por un dibujo bidimensional.

Xs = (Xσ+Xa) Ra

Ea Va

Ea



Cuando los voltajes en una fase ( )aaasa IRIjXVE ,,, φ y la corriente en la fase aI se grafican de

tal forma que muestren las relaciones entre ellos, el dibujo resultante se llama diagrama fasorial18. La Figura 15, muestra el diagrama fasorial de un generador sobreexcitado, es decir, con cargas inductivas en atraso. Cuando la corriente aI adelanta a Va, el ángulo φ es numéricamente

negativo; y cuando aI atrasa a Va el ángulo φ es numéricamente positivo. La suma fasorial entre

el voltaje a la salida del generador Va, que se toma como referencia, y el fasor sa XI , trazado de

forma perpendicular al fasor aI , determinan la magnitud y dirección del voltaje generado aE o voltaje inducido por la excitación. Se traza el diagrama fasorial del generador sincrónico con un factor de potencia en atraso y voltaje nominal (Va nominal) como referencia, y ángulo 0°. Se dibujan el diagrama de voltajes por medio de dos ejes ortogonales con origen en el extremo de Va, ambos en unidades de voltios (Figura 15). Seguido se señalan los puntos O-A-B 3.2.4 Aplicación del factor de conversión y elaboración del diagrama fasorial de potencias. Para pasar los ejes ortogonales a kilovares (kVAr), eje vertical y kilovatios (kW), eje horizontal (figura 16), se multiplica cada parámetro de la curva de carga por el factor de conversión. Se debe buscar una escala adecuada que permita trabajar en valores en por unidad (p.u.) sobre la base de potencia, corriente y voltaje nominales asociados a la máquina, con el fin de facilitar los cálculos relacionados con los diferentes parámetros o lugares geométricos asociados a una curva de cargabilidad P-Q. El factor de conversión se obtiene de la siguiente forma: Figura 15. Diagrama fasorial de un generador sincrónico dentro de un diagrama de voltajes. φ δ φ

18 Máquinas Electricas. R. Chapmam. Capitulo 6. 2000

V

V Ea Ia

Va

IaXdu

A O

B



Longitud del segmento φcosadu IXOA = , componente de la caída de tensión o voltaje sobre la

reactancia sincrónica. Para duS XX = Longitud del segmento φsenIXAB adu= , componente de la caída de tensión o voltaje sobre la

reactancia sincrónica. Para duS XX = La potencia real de salida por fase del generador esta dada por :

φcosaa IVP = (2) La potencia reactiva de salida por fase del generador:

φsenIVQ aa= (3) y la potencia aparente de salida por por fase:

aa IVS = (4) La corriente estátorica debida a la caída de tensión en la reactania sincrónica es:

aS

a IX

V= (5)

haciendo correspondencia con las distancias OA y AB, y reemplazando la corriente aI en las ecuaciones (2) y (3) , se tiene

( )[ ]MWIXX

VIVP aS

S

aaa φφ coscos == (6) ( )[ ]MVArsenIX

X

VsenIVQ aS

S

aaa φφ == (7)

Finalmente reemplazando la ecuación (5) en la (4) s

aa

s

a

X

V

X

VS

×=⇒=

VS ,

2

(8)

es decir, 1 MVA (S) se convierte en voltios (KV), si multiplicamos la ecuación número (4), por el

factor de conversión du

a

s

a

X

V

X

V=

Multiplicando todos los vectores del diagrama fasorial por el factor de conversión, se representa el diagrama de potencia de la máquina: El origen del diagrama de voltajes está en aV− sobre el eje vertical, por lo tanto el origen diagrama de potencias estará en del:

( )

S

a

aS

a

X

VQ

VX

VQ

2

−=

−=

(9)



Figura 16. Diagrama de potencias utilizado para la construcción de la curva de carga de un generador sincrónico. aaVI φ

du

a

X

V 2

du

aa

X

VE

δ φ La distancia desde el origen de Va (punto C) hasta B corresponde al voltaje generado Ea, que es proporcional al flujo y este a la corriente de campo, como también a la velocidad de giro del rotor ( )φωKEa = , por lo tanto,

du

aaCB X

VED =

Con la anterior descripción y las figura 16 se determinan las ecuaciones fundamentales del generador sincrónico de rotor cilíndrico.

δsenX

EVP

du

aa= (10)

dudu

a

X

V

X

EVQ

2

cos −= δφ (11)

222 QPS += (12)

Luego operando estas tres ecuaciones encontramos:

MVAR

Ia

A O

B

C

MW



2222

=

++

du

aa

du X

EV

X

VQP (13)

La anterior ecuación tiene la forma de una circunferencia, con centro en:

duX

VQ

2

−=

y radio,

du

aa

X

EVr =

Valores en por unidad de las características nominales. El valor en por unidad de cualquier cantidad, se define como la relación de la cantidad a su base y se expresa como un decimal (tabla 3)19. Debido a que los circuitos trifásicos balanceados se resuelven como si fuera una línea con un neutro de regreso, las bases para las diferentes cantidades en los diagramas de impedancias son los kilovoltamperes por fase y los kilovoltios de línea a neutro. El valor en por unidad de los voltamperes trifásicos sobre los voltamperes base trifásicos es idéntico al valor en por unidad de los voltamperes monofásicos sobre los voltamperes base monofásicos. El voltaje, la corriente y los voltamperios, están relacionados de tal manera que la selección de los valores base para cualquiera de ellos determinan la base de los otros elementos asociados al sistema. La base del sistema será la potencia nominal del generador, de la misma forma, el voltaje nominal y la corriente nominal. Para pasar cualquier valor en por unidad a un valor real (MW, MVAR, A, kV), se multiplica el valor por la base correspondiente 3.2.5 Determinacion del lugar geometrico del limite de la corriente de armadura. La corriente de armadura de la máquina es proporcional a su reactancia sincrónica, por lo tanto al vector XduIa en el diagrama de voltaje y en el diagrama de potencia corresponde al vector VaIa ó a la misma potencia aparente de salida, ecuación (4). De lo anterior se deduce que para representar el límite de la corriente de armadura, se traza un arco de radio aa IV y centro en el origen del diagrama de potencia, punto O (Figura 17). Este lugar geometrico hace referencia al punto B sobre la curva de carga P-Q. Lo mas conveniente sería que los generadores entregaran kilovatiós ó megavatios, a factor de potencia igual a la unidad ó a los kilovoltamperios o megavoltamperios nominales. Esto corresponde al punto A de la figura 17. El arco BA y sus prolongaciones hacia arriba y hacia abajo, establecen el límite operativo por corriente de armadura. Cuando se opera dentro de este arco se estan controlando las condiciones de temperatura en el devanado del estator garantizados por el fabricante, para la clase de aislamiento utilizado. 19 Análisis de sistemas de potencia. John J. Grainger, William D. Stevenson Jr. Cpapitulo I. 1997 .



Tabla 3. Cantidades en por unidad, sobre la base de su potencia aparente, corriente y voltaje nominales.

Valores Nominales Valores Base Valores en por unidad

φ3S φ3baseS 1.0 p.u.

φ3P φφ 33 basebase MVAMW =

[ ]..

3

upMW

MW

base

=φ

φ3Q φφ 33 basebase MVAMVAR =

[ ]..

3

upMVAR

MVAR

base

=φ

KV

MVAI LaL

*3

1000*=−

Para Conexión Estrella

aBASELaL II =− [ ]..upI

I

aBASE

LaL =−

alesnoLLa KVV min=−

3.nom

NLa

KVV =−

Para conexión Estrella

NaLBasea VV −= [ ]..up

V

V

aBASE

NaL =−

Xds* - Xd´s* ( )Base

NBaseLBase MVA

KVZ

φ1

2−= [ ]..Re up

Z

Z

Base

al =

Xdu* - Xd´u* ( )Base

NBaseLBase MVA

KVZ

φ1

2−= [ ]..Re up

Z

Z

Base

al =

Factor de potencia (cosφ)

φnominal -

* 3F , circuito trifásico. Análisis de Sistemas de Potencia. Stevenson Jr. Capitulo 1, pagina 23. 3.2.6 Determinacion del lugar geometrico del límite máximo de la potencia activa nominal. La capacidad nominal en MW de las unidades se define como el valor menor entre la potencia nominal de la turbina y la capacidad nominal en MW de los generadores. La capacidad efectiva en MW es la máxima generación activa que se puede obtener del conjunto turbina-generador en cada una de las unidades. La generación mínima se debe en la mayoría de los casos a problemas de de eficiencia de diseño, cavitación, abracidad, entre otros20. Existe un factor de conversión para las unidades hidráulicas, determinado por la cantidad de m3/seg requeridos para generar 1 MW; estos valores se cumplen para generaciones cercanas a la nominal. Cuando se disminuye la generación estos factores aumentan. La representación geométrica del límite de potencia activa, es una línea recta paralela al eje de la potencia reactiva y trazada a una distancia igual a los MW nominales de la turbina desde el factor de potencia (φ) nominal de la máquina en atrazo, ángulo positivo, que corresponde al punto B; hasta el factor de potencia (φ) en adelanto, ángulo negativo, que corresponde al punto E (Fgura 17). Teniendo en cuenta la siguiente expresión, se obtiene la potencia efectiva del grupo generador-turbina: 20 Guía para operar una unidad de generación hidráulica. EMGESA E.S.P.



[ ] GENERADORTURBINAGENERADOR PMWP η= (14)

Dado que la potencia que puede ser entregada por la turbina depende de la cabeza, es posible determinar una potencia máxima (Pmáx1) para la cabeza máxima, y una potencia mínima (Pmín2) para la cabeza mínima. Si trazamos las dos rectas paralelas y verticales al eje de la potencia reactiva, que pasen por los puntos Pmáx1 y Pmáx2, se tendrá delimitada la zona donde el grupo turbina-generador opera de forma confiable, dependiendo de las condiciones de nivel de agua. 3.2.7 Determinacion del lugar geometrico del límite máximo de la corriente de excitación. La magnitiud del voltaje inducido ó voltaje interno generado Ea es directamente proporcional al flujo (φ), a la velocidad de rotación ( )ω y por consiguiente a los terminos de la ecuación (11). A su vez,

el flujo depende de la corriente directa que fluye en el circuito de campo del rotor ( fI ), de esta

forma el voltaje interno generado Ea estará relacionado con la corriente de campo y determina su lugar geometrico dentro de la curva de carga P-Q. Esta relación se obtiene experimentalmente con las pruebas de circuito abierto o con la curva de magnetización para generdores sincrónicos. En consideración de lo anterior, el voltaje generado se representa por un arco de radio igual al

vector Ea en el diagrama de voltajes, y para el diagrama de potencia por el vector du

aa

X

VE distancia

CBD y centro en el punto igual a la relación de corto circuito no saturada ó al vector du

a

X

V 2

distancia OC. El arco DB, es el límite térmico de la corriente de excitación conservadora a carga y factor de potencia (φ) nominales. El valor de la corriente base de excitación es diferente a la corriente base de de la máquina. Está base corresponde a la excitación donde la fem inducida )( aE es igual a la tensión nominal

)( aV para un ángulo de torque )(δ igual a cero; tomada sobre la curva característica de circuito abierto OCC, es decir, el valor de corriente de exitación bajo las condiciones nombradas anteriormente equivale a 1.0 p.u., en consecuencia la siguiente relación21:

fBaseOCCf II =)min( (15)

[ ]..0.1)min( upI

I

fBase

OCCf =

21 Como se pude ver, en todas las ecuaciones expuestas has aquí, se ha utilizado la reactancia sincrónica no saturada de

eje directo duX para determinar el límite por corriente de armadura y el límite por corriente de campo.



El valor de la corriente de excitación para el límite conservador a carga nominal se debe calcular utilizando la siguiente expresión:

[ ] fBasedu

af I

X

VrconservadoI *QP carga de curva la sobre

Efasor del p.u.en Distancia a

−= (16)

Para determinar el límite de la corriente máxima de excitación a carga y factor de potencia nominales, se utiliza la reactancia sincrónica saturada dsX en cada uno de los vectores relacionados con el lugar geométrico de esta corriente. En estas condiciones la máquina presenta saturación en el hierro y las pérdidas en el circuito de excitación aumentan significativamente. Este límite se representa de la misma forma que el lugar geométrico del límite conservador de la corriente de excitación, solo que el nuevo centro del arco estará en el punto C´ ó sobre el punto

que representa la relación de corto circuito saturada fasor ds

a

X

V 2

distancia BCD ´ , figura 17. Su

valor se calcula con la siguiente expresión:

[ ] fBaseds

af I

X

VmáximaI *QP carga de curva la sobre

Efasor del p.u.en Distancia a

−= (17)

La corriente máxima de excitación será un arco muy parecido al arco DB. La salida de potencia activa y reactiva de la máquina para el área de sobreexcitación OABD, estará limitada por la corriente de campo de D a B y por el calentamiento de la armadura de B a A, como se muestra en la figura 17. 3.2.8 Determinacion del lugar geometrico del límite mínimo de la corriente de excitación. La corriente de excitación mínima se obtiene de la curva cracterística de circuito abierto (OCC), para la cual el valor de corriente de excitación ( )fI induce un valor de voltaje inducido ( )aE a la

armadura de igual valor que el voltaje en bornes de la máquina. Este valor de corriente de excitación corresponde a la corriente base de excitación de la máquina22.

[ ] [ ] ..0.10;)( upVEIBaseI aaOCCffmínima ==== δ (18)

La representación geometrica es un arco de radio igual al valor en por unidad de la corriente mínima de excitación sobre la corriente base de la máquina, es decir,

[ ]Basea

fmin

min I

IupIf OCC )(.. = (19)

22 Revisar ecuación 15



y centro en el punto C que representa la relación de corto circuito no saturada o el fasor du

a

X

V 2

,

representando el arco llamado .fmínI dentro de la curva de carga P-Q, figura 17.

La ecuación 19 indica que la corriente de campo mínima es su propia base, como se expuso en la detrminación del lugar geometrico de la corriente máxima de excitación, y está es diferente a la base de la corriente de armadura23. Figura 17. Representación geométrica del límite por temperatura de la corriente de armadaura y corriente de campo y límite por potencia activa de un generador dentro de una curva P-Q.

* Está es una figura esquematica, los valores representados no corresponden a valores escalares.

23 Revisar también la determinación del lugar geométrico del límite máximo y conservador de la corriente de excitación



3.2.9 Determinacion del lugar geometrico del limite de estabilidad estatica o permanente. Los estudios de estabilidad que evalúan el impacto de disturbios en el comportamiento dinámico electromecánico de los sistemas de potencia son de dos tipos: transitorios y de estado estable. Un sistema de potencia es estable en su estado estable para una condición de operación particular de estado estable si, después de que ocurre un disturbio pequeño, regresa esencialmente a la misma condición de operación de estado estable. Sin Embargo, si después de un disturbio grande, alcanza una condición de operación significativamente diferente, pero de estado estable aceptable, se dice que el sistema es transitoriamente estable. La estabilidad de estado estable o permanente, es la capacidad que tiene una máquina sincrónica para alcanzar un nuevo punto de estado estable después de una pequeña perturbación por cambios en la carga, en la gneración o fallas de cortocircuito, en orden de mayor a menor severidad, se tiene;

1. Falla monófasica a tierra 2. Falla bifásica o entre líneas 3. Falla bifásica a tierra 4. Falla trifásica24

La potencia de un generador sincrónico depende de del ángulo δ ??entre el voltaje en bornes (Va) y el voltaje interno generado Ea, este ángulo se conoce como el ángulo de par de la máquina. De la ecuación (2) de potencia en terminos de δ:

δsenX

EVP

S

aa= (2)

Se puede deducir que la máxima potencia de la máquina para un ángulo máximo se conoce como el límite de estabilidad estática, siendo el ángulo δ ?igual a 90° que es donde el seno se hace 1; sin embargo, en la realidad los ángulos de par a plena carga alcanzan entre 15° y 20°, que son ángulos típicos. El límite de estábilidad se determina por medio del comportamiento transitorió en condiciones de falla, y su lugar geometrico se representa utilizando el estudió de áreas iguales de un generador conectado a una barra por medio de una impedancia que tiene un valor característico (0.2 o 0.4 p.u.). Comportamiento Transitorio: Cortocircuito y Estábilidad (Areas Iguales) Cuando se requiere analizar la estabilidad25, se debe considerar: Ø El comportamiento mecánico de la máquina: w y δ Ø Comportamiento Eléctrico del sistema: V, I, P, f.p..

24 La falla monofásica a tierra es la que ocurre más frecuentemente y la trifásica es la menos frecuente. Para tener una buena confiabilidad en un sistema se debe diseñar para la estabilidad transitoria considerando las fallas trifásicas en los puntos más críticos y está, virtualmente es la practica universal. Análisis de sistemas de potencia W. Stevenson 25 DIEZ, Saldarriaga Emiro. Máquinas Eléctricas Sincrónicas. 1990.



Figura 18. Circuito por fase de un generador sincrónico conectado a una barra infinita por medio de una impedancia X, condiciones de prefalla.

Para el análisis de este tipo de problemas necesitamos los conceptos del criterio de áreas iguales y la ecuación de penduleo. Consideremos una máquina sincrónica conectada a una barra infinita: Representamos la máquina por su tensión interna oEa δ∠ y la reactancia en estado transitorio no

saturada ´duX (Figura18).

La red se representa por su reactancia X. Tomamos el ángulo de la tensión, en la barra infinita α = 0º como referencia. En estado estable la máquina tiene una velocidad Sωω = y está entregando una potencia eléctrica Po aproximadamente igual a la potencia mecánica (condición de prefalla figuras 19 y 20).

( ) 0 como ,.

=−= ααδsenX

VEP

eq

aaeléctrica (20)

XXXX

VEP Seq

eq

aa +== ´0

.0 :senδ (21)

la potencia electrica Pe con respecto al ángulo de carga δ para la condición de prefalla se presenta en la figura 19, Figura 19. Gráfico de la potencia Pe versus d para la condicón de prefalla. Pe Po

δo δ

JXdu jX

δ∠aE

α∠aV



en el observamos que antes de la falla, la máquina entrega una potencia Po con una ángulo δo, cuando en el sistema está ocurriendo que le voltaje generado aE gira a la velocidad sincrónica y el

voltaje en terminales aV gira en forma contraria a una velocidad igual a la sincrónica, figura 20. Figura 20. Condicones de prefalla cuando ? es igual a ? s. Ea ws

δo W Va α∠

Consideremos una falla 3φ en bornes del generador sincrónico, para un tiempo ( )+= 0t : La potencia electrica Pe se hace igual a cero; ωωω ∆+= S , por lo tanto δ también crece, veamos lo que ocurre en un gráfico, como los que se muestran en la figura 21: Figura 21. Condidiones de falla Pe = 0 y ? = ? s + ?? . Pe ω

Sω Po δo Pe = 0 δ t1 t entre más tiempo se deje la falla, el sistema tiene más posibilidad de salirse de estabilidad produciendo daños incalculables. Entonces, en += 0t durante la falla Pe = 0 y la máquina aumenta su velocidad, hasta salirse de sincronismo. Supongamos que en t = t1 se despeja la falla (figura 22),



Figura 22. Circuito por fase de un generador sincrónico conectado a una barra infinita por medio de una impedancia X, condiciones de posfalla.

Aca la potencia eléctrica ⇒≠ 0eP

1.

1 δsenX

VEP

eq

aa= , oPP >1 (22)

Figura 23. Condiciones de posfalla P1>P0, para un ángulo de carga d1. Pe

P1

Po

δo δ1 δ A partir de este momento, hay una aceleración negativa, pero el ángulo de carga δ sigue creciendo debido a la inercia adquirida durante la falla para Sωω > , ver figura 24. Figura 24. Condiciones de posfalla P1>P0, para un ángulo de carga d2 y aceleración negativa cuando ? > ? s. Pe ω Sωω = P1 Sω Po δo δ2 δ t1 t

J X s jX

δ∠aE

α∠aV



Revisando las figuras 25 y 26, se pude notar que P1 > Po, esto es, la potencia eléctrica es mayor que la potencia mecánica y a partir de t = t2, se empieza a disminuir el ángulo de carga δ ya que está disminuyendo la velocidad Sωω < . Figura 25. Condicones de posfalla para t = t2. El frenado va a existir hasta que la potencia eléctrica (Pe) sea igual a la potencia mecánica. Figura 26. Para t = t2, ? empieza a disminiuir, ? <? s. En t = t3, Pe = Po y δ=δo pero continua siendo menor a ? s. W Ws t t1 t2 t3

Pero como sigue a menor la velocidad ? , el ángulo sigue disminuyendo, esto hace que Po sea mayor que la potencia eléctrica, entonces la acerelación es positiva y empieza a aumentar la velocidad. Figura 27. Para t = t3 la aceleración vuelve a ser positiva y ? tiende a ser igual a ? s. W Ws t t1 t2 t3

P1

P0

δo δ1 δ2 δ



Este procedimiento sigue asi, hasta producirse un amortiguamiento y el sistema vuelve a condiciones de estabilidad. Haciendo un análisis del gráfico de potencia (figura 28), tenemos que el Area A1 es aquella donde la máquina gana energía cinética, es decir, adquiere una mayor velocidad que la sincrónica; mientras que el Area A2, es el área donde pierde dicha energía, es decir, tiene una aceleración negativa. Figura 28. Gráfico de potencia-ángulo que determina el criterio de áreas iguales. Pe Po max

A2 Po A1 δo δ1=δc π-δo π δ Por lo tanto, para que el sistema no se salga de estabilidad, la energía cinética ganada durante la falla debe ser igual, a la energía pérdida, cuando exista el restablecimiento de la falla; es decir cuando

A1 = A2 Existe un ángulo de carga δ, llamado delta crítico δc, que es el ángulo máximo que puede adquirir la máquina inmediatamente antes de que pierda la estabilidad. En conclusión:

inestable es sistema elA Si

dEstabilida de Límite el presenta se Si

estable es sistema el Si

21

21

21

⇒>⇒=⇒≤

A

AA

AA

Determinándo las Areas A1 y A2,

( ) δδδ

δ

dsenPPA ∫ −=1

0

max01 (23), cuando ha ocurrido la falla y,



( ) δδδπ

δδ

dPPAo

c

∫−

=

−=1

0máx2 sen (24)

donde : .eq

aamax X

VEP = (25)

resolviendo e igualando A1 y A2, tenemos:

( )max

ooomaxoc P

PPP δδππδ

2coscos 1 −−+

= − (26)

asociado también a este ángulo, existe un tiempo crítico; para el cual la máquina alcanza su estabilidad despues de una peturbación debida a un cambio en la generación, o a una falla (cortocircuito).

( )H

WPt

so

occ 4×

−=

δδ (27)

H: Inercia (seg) Ws= 377 rad. geométricos/seg δc= rad. δo=rad. tc= seg. Representación del lugar geométrico. Si el generador está conectado a través de una impedancia tan pequeña que resulta despreciable, a un sistema infinitamente grande, entonces, el límite de estabilidad puede representarse por una línea recta horizontal paralela al eje de la potencia activa, que pasa por el punto que representa la relación de corto circuito sobre el eje negativo de la potencia reactiva, es decir, cuando la potencia activa es máxima26. Realmente pocas máquinas, operan a través de una impedancia tan pequeña que sea despreciable en un sistema tan rígido que se aproxime a infinito. Esta impedancia usualmente representa transformadores, líneas y los valores en paralelo de otras maquinas conectadas al sistema. La impedancia se ha considerado entre 0.2 y 0.4 en por unidad (p.u.), basada en las características nominales de cada máquina. Cualquiera que sea el valor de está impedancia externa (Xe) es doblar la línea horizontal anteriormente descrita. Con lo anterior podemos decir que se considera la satuarción y se desprecia la salencia27 La capacidad que tiene la máquina para compensar la caída de tensión en las terminales de la línea, es decir valores menores a 1.0 p.u., causadas por cambios en la carga, cambios en la 26Máquinas eléctricas estado Dinámico y Estático. Capitulo 6, pagina 544. 27 Efectos de la saturación, capitulo 3.



generación o por una falla de cortocircuito, deben ser superados por la misma máquina suministrando potencia reactiva al sistema para mantener el voltaje en terminales igual a 1.0 p.u.. En estas condiciones de contingencia se puede representar el límite de estabilidad de estado estable de una máquina sincrónica, por medio de un conjunto de círculos en el diagrama de potencias. Cada círculo corresponde a una tensión o voltaje de operación diferente. Para el caso de un cambio severo en el sistema, podría la maquína considerarse como un condensador sincrónico (figuras 30 y 31), es decir, entregando un valor específico de potencia reactiva al sistema para compensar el voltaje en terminales28. Sí 0=P o cortocircuitadas las terminales del generador, los efectos de la saturación sobre estas condiciones de operación, no puden despreciarse debido a los efectos de las corriente capacitivas, es por esto que el límite de estabilidad de estado estable de un generador sincrónico de polos salientes debe representarse utilizando su ecuación característica de potenica-ángulo y no la ecuación de potenci-ángulo de un generador de rotor cilíndrico.

δδ 22

2

senXX

XXVsen

X

VEP

qdu

duq

du

aa−

−= (28)

Estas condiciones de falla hacen que los voltajes Va,Vb, y Vc de cada una de las fases sean iguales a cero, a su vez llevan a que 0 == qd VV . Los enlaces de flujo sobre la armadura cambian bajo

estas características. Los enlaces de flujo en el eje directo cambián a consecuencia del cortocircuito repentino de la máquina sincrónica. Con el diagrama fasorial del generador sincrónico de polos salientes podemos darnos cuenta que el voltaje generado esta sobre el eje de cuadratura, por lo tanto para una potencia activa igual a cero, el voltaje en la reactancia de armadura estará sobre el eje de cuadratura y será igual a qq XI (figura 29).

Aquí, la impedancia Xq del eje de cuadratura, será entonces, la reactancia externa eX del sistema (transformador de potencia, líneas, otras máquinas en paralelo), es decir:

δδ 22

2

senXX

XXVsen

X

VEP

edu

due

du

aa −−= (29)

Si la potencia activa es igual a cero,

δδ 22

02

senXX

XXVsen

X

VE

edu

due

du

aa −−=− δδ 2

112

2

senXX

Vsen

X

VE

duedu

aa

+=↔

28Modos de funcionamiento de un generador sincrónico; condiciones anormales, capitulo 2.



Estas ecuación se representa de forma aproximada por un circulo con centro en

du

aa

X

VE,0 (p.u.),

punto C´´ de la figura 32, que refleja la relación de cortocircuito sobre el eje positivo de la potencia reactiva. Y radio igual,

+

due XX

V 112

2

(p.u.)

Dando origen al arco HI, que representa la estabilidad transitoria de la máquina (figura 32). Figura 29. Diagrama fasorial de un generador de polos salientes.

Figura 30. Operación de un generador con carga capacitiva.

Figura 31. Diagrama fasorial para un generador operando como condensador sincrónico. Ia

E a Va

Ea

E´af a´´

Eaf

a´

b´´

Iq

Va b´

oa

Ia IaRa o´

Id b



Figura 32. Límite de estabilidad estática o permanente y límite por baja excitación.

* Está es una figura esquematica, los valores representados no corresponden a valores escalares. Límite conservador por baja excitación. La estabilidad transitoria es también, por supuesto, afectada por la excitación de la máquina en cuanto que esta tiene efecto sobre la carga en kilovatios y kilovares que se exportan, así como en el voltaje de operación. Es por esto, que el tiempo de operación del relé de baja excitación y el tiempo de eliminación de la falla deben tenerse en cuenta para determinar el límite de estabilidad estática permanente o transitoria. Cuando la excitación del campo se reduce, de tal manera que la máquina se lleva a operación en la región de factor de potencia uno o adelantado (capacitivo), las corrientes en el devanado amortiguador caen a niveles despreciables, es decir, que ya no se encuentran saturados, permitiendo un aumento en el flujo de dispersión sobre los extremos de la armadura.



Figura 33. Curva de carga P-Q de un generador sincrónico.

* Está es una figura esquematica, los valores representados no corresponden a valores escalares. Las corrientes de la máquina decaen más lentamente con la constante de tiempo de cortocircuito transitoria ´dT en el eje directo, el periodo de falla para el cual la reactancian a variado a un valor

de ´dX o reactancia transitoria de eje directo,se llama periodo transitorio y es del orden de un 1 segundo. Para reducir el flujo de dispersión causado por la baja saturación de los devanados amortiguadores, en máquinas constuídas apartir de 1920, se ha utilizado un método conservador para definir el límite por calentamiento en los extremos del estator sobre la región de subexcitación. Este límite se representa por una recta que pasa por el punto del 60% de los MVAr nominales, punto F, a f.p. cero (0) ó adelantado, sobre el eje de los MVAr negativos, hasta los MVAr nominales a f.p. 0.95 adelantado, punto G, de la figura 23.



Punto F: .%60 nomMVA Punto G: adelantadopFMVAnom )95.0.(.. → Estos valores deben pasarse a valores en por unidad, ya que todos los límites anteriormente expuestos están por unidad, además previamente se escojio una escala adecauada para los valores en por unidad. Finalmente la curva de cargabilidad del generador sincrónico, se representa en la siguiente grafica, figura 33. Sobre una curva de cargabilidad P-Q con características nominales de la máquina, se puede determiar las inflexibilidades asociadas y la curva de operación real que se representa dentro de esta.



4. VERIFICACION DE LAS CURVAS DE CARGABILIDAD NOMINAL PARA LAS CENTRALES LA GUACA Y EL PARAISO

Con el objeto de probar la metodología para la obtención de la curva de cargabilidad descrita en el capítulo anterior, se ha realizado sobre las unidades de Guaca y Paraíso la verificación de la curva de cargabilidad nominal y el análisis de inflexibilidades asociadas a estas unidades. 4.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA GUACA La tabla 4 contiene las características nominales de los generadores de las unidades de la central la Guaca, necesarias para la determinación de las curvas de carga con características nominales. Algunos valores nominales ya se encuentran en por unidad. 4.1.1 Representación del diagrama de voltajes. La tabla 5, muestra la conversión de los valores nominales en por unidad, utilizados para representar el diagrama fasorial de los generadores, de la misma forma que se expuso en el capitulo 3. Haciendo la suma vectorial de los vectores ya pasados a valores en por unidad (ecuación 30), se representa el diagrama fasorial de voltajes de la máquina, ver figura 1A, de la lista de figuras especiales.

duaaa XjIVE += (30) en donde,

..0.1 upVa =

..0.1 upI a =

..081.1 upX du =

( )( ) °∠=°∠°∠+°∠= 26.611.190081.184.250.100.1aE 4.1.2 Representación del diagrama de potencias. Para pasar del diagrama de voltajes al diagrama de potencias (figura 1B, lista de figuras especiales), se multiplican todos los fasores del

diagrama de voltajes por el factor de conversións

a

X

V, como sigue:

El fasor ..0.1 upIVX

VXI aa

s

asa ==

, distancia 0B

El fasor ( )

..9250.0081.1

..0.1 22

upup

X

V

X

VV

s

a

s

aa ===

, distancia OC



Este fasor equivalente a la distancia OCD y corresponde al mismo valor de la relación de cortocircuito no saturada;

..9250.01

..9250.0081.111 2

upXX

Vup

XRcc

dudu

a

du

==⇔===

Tabla 4. Características nominales de los Generadores de la central La Guaca, datos proporcionados por el fabricante TOSHIBA

Generador Reactancias Resistencias Tipo rotor Polos

salientes *Xds p.u 0.948 *Estator por

fase a 75° C p.u.

0.00138

Eficiencia de diseño a 100% de la carga %

98.8 *Xdu p.u.

1.081 *Rotor a 75° C p.u.

0.1618

Potencia Nominal MVA 115 *Xqs p.u. 0.594 *R (0) p.u. 0.00141

Potencia Nominal MW 108 *Xqu p.u. 0.649 Potencia Efectiva MW ** 103.5 *X´ds p.u. 0.2629

Máxima generación de Activa MW

103.5 *X´du p.u. 0.2629

Mínima generación de Activa MW

43 *X´qs p.u. 0.594

*Relación de Corto Circuito saturada

1.05485

Máxima generación de Reactiva MVAR

50 *X´qu p.u. 0.594

Mínima generación de Reactiva MVAR

-25 *X´´ds p.u.

0.176

Número de polos de rotor 14 *X´´du p.u.

0.176

*Relación de Corto Circuito no saturada

0.92506

Clase de aislamiento B *X´´qs p.u.

0.2364

Factor de potencia cosφ 0.9 *X´´qu p.u.

0.2364

Voltaje nominal KV 13.8 *X(2)u p.u.

0.2075

Voltaje mínimo KV 13.1 *X(2)s p.u.

0.2075

Voltaje máximo KV 14.5 *X(o) 0.1322

Corriente nominal A 4811

Corriente de excitación a carga y f.p. nominal A

1047

Transformador e impedancia de puesta a tierra

13800/240V 0.95 ohms

Frecuencia Hz 60

* Valores determinados de las pruebas de puesta en servicio ** Máxima eficiencia de la Turbina, ver Anexo A1 Tomando los datos de prueba de puesta en servicio (1987) para los generadores de la central la Guaca, anexos 3, 4 y 5, se puede examinar el valor de la relación de cortocircuito no saturada sobre las curvas de cortocircuito y la línea de entrehierro.



upA

A

II

VIRcc

anominalfSCC

nominalagapairf.922.0

565521

=== − 29

Finalmente se multiplica el fasor aE por el factor de conversión:

( )( )01.1

081.10.11.1

==

du

aa X

VE ,

Esta distancia de 1.01 en p.u. está sobre la base de el voltaje nominal y la corriente de armadura nominal, por lo tanto no corresponde al valor del límite conservador de la corriente de excitación. Tabla 5. Tabla resumen, conversión de valores nominales a valores en por unidad de los generadores de la central La Guaca y corresponden a los valores en por unidad graficados en la figura 1B.


MVAS 1153 =φ MVASbase 1153 =φ [ ] ..0.1115115

.. upMVA

MVAupS ==

MWPalNo

5.103min3 =φ φφ 33 basebase MVAMW =

φ3115 baseMW→ [ ] ..9.0

1155.103

.. upMW

MWupP ==

MVARQ 503 =φ φφ 33 basebase MVAMVAR =

MVAR115→ [ ] ..43.0

11550

.. upMVAR

MVARupQ ==

A

MVAI LLa

48118.13*31000*115

=

=−


AI

II

aBase

LaLNaL

4811== −−

[ ] ..0.148114811

.. upA

AupI a ==

KVV LLa 8.13=−

KVV NLa 96.7=−


KVV

V LLLNa 96.7

3== −

−

KVV NBaseLa 96.7=→ −

[ ] ..0.196.796.7

.. upKV

KVupVa ==

Xdu* - Xd´u* ( )65.1

1

2

== −

Base

NBaseLBase MVA

KVZ

φ

1.081 p.u.- 0.2629

cosφ φ= 24.85° 0.9 en retraso *Los datos de las reactancias de eje directo Xds saturada y Xdu no saturada, se determinaron con base en las pruebas de puesta en servicio; ver Anexos del 3 al 5.

29 Ver Anexos A3, A4 y A5



4.1.3 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de armadura aI (Figura 1C, de la lista de figuras especiales, Arco BE).

El límite de la corriente de armadura es igual al vector ..0.1 upIVX

VXI aa

du

adua ==

, punto B.

Su lugar geométrico es un arco con centro en el origen del diagrama de potencias (0,0) y radio igual a 1.0 p.u. Así queda representada el área de operación del generador dentro del arco BE, que corta por arriba y por debajo el eje de la potencia reactiva. 4.1.4 Determinación del lugar geométrico del límite máximo de la potencia activa nominal (Figura 1C, de la lista de figuras especiales, distancia BE ). La capacidad nominal en MW de las unidades de la central La Guaca es el es igual al menor valor entre la potencia nominal de la turbina y la capacidad en MW del generador equivalente a 103.5 MW, para una eficiencia en la turbina de 91%, ver Anexo 1. Para una base de basebasebase MWMVAMW 11533 == φφ

[ ] ..9.0115

5.103.. up

MW

MWupPmax ==

Se traza una línea paralela al eje de la potencia reactiva (Q), desde el cosφ nominal, punto B, ángulo positivo (∠24.85°); hasta el cosφ correspondiente al ángulo negativo (∠-24.85°), punto E, a una distancia igual a 0.9 en p.u., cortando el arco del límite de la corriente de armadura en los mismos puntos. 4.1.5 Determinacion del Lugar Geometrico del Límite de la Corriente de Excitación (Figura 1C de la lista de figuras especiales,Arco DB). Este límite corresponde al valor del fasor,

( )( )( ) ..01.1

081.10.11.1

upX

VE

du

aa ==

Está distancia en p.u. está sobre una base de kilovoltios y amperios nominales de la máquina, que no corresponden a valor base de corriente de excitación; como se expuso en la sección relacionada con limite conservador de corriente de campo. De al curva característica de circuito abierto (OCC) de las unidades de La Guaca (anexos 3, 4 y 5), se obtiene el valor base de la corriente de excitación.



aaOCCfBase EparaVAI =→= 600)(

Se traza un arco con centro en ..9250.02

upX

V

du

a = , distancia OCD , y radio igual a la distancia,

CBD , fasor du

aa

X

VE,

correspondiente a un valor de 1.65 p.u., medidos a lo largo de este fasor sobre la curva de la figura 1C de la lista de figuras especiales, determinado el Arco DB, que corta al eje de la potencia reactiva en el punto D, y al límite de la corriente de armadura en el punto B. Con el valor de la distancia CBD , se encuentra el valor del límite de la corriente de campo

conservadora (raconservadofI ), utilizando la ecuación (16). La corriente de excitación

correspondiente al límite conservador a carga nominal y factor de potencia (φ ) nominal es:

[ ] [ ]AupArconservadoI OCCf 600..6504.1 ×= (16)

[ ] AArconservadoI f 25.990=

Ahora para representar el lugar geométrico del límite de la corriente de excitación máxima se

trazan un arco con centro en ..05.12

upX

V

ds

a = , distancia ´Doc , y radio igual a la distancia,

BCD ´ , fasor ds

aa

X

VE,

correspondiente a un valor de 1.72 p.u. medidos a lo largo de este fasor sobre la curva de la figura 1C. Utilizando la ecuación (17), la corriente de excitación máxima a carga nominal y factor de potencia (φ ) nominal es:

[ ] [ ]AupAmáximaI OCCf 600..72.1 ×=

[ ] AAI f 1032max =

De esta manera se obtiene un arco muy parecido al Arco DB. Los límites anteriores de corriente de excitación, se encuentran sobre el área de sobrexcitación OABD.



4.1.6 Determinacion del Lugar Geométrico del Límite Mínimo de Corriente de Excitación (Figura 1C de la lista de figuras especiales, Arco llamado fmínI ).

Este valor es la base de la corriente de excitación, correspondiendo al valor de 1.0 en p.u., ecuación (18).

[ ] ..0.1600600

..min upA

AupI f == (18)

AIupI ff 600..0.1 minmin =→=

Como se debe llevar el valor de la corriente base de excitación a la base de la corriente nominal de la máquina, para obtener el lugar geometrico de este límite sobre la curva de carga P-Q, se utiliza la ecuación (19):

[ ] ..1247.04811600

..)(

min

min)( up

A

A

I

IupI

QPaBase

f

fOCC ===

−

(19)

Haciendo centro en OCD , fasor ..9250.02

upX

V

du

a = y radio igual a 0.1247 p.u., se traza el arco

que representa la corriente mínima de excitación dentro de la curva de cargabilidad P-Q, cortando al arco del límite de corriente de armadura. 4.1.7 Determinacion del Lugar Geometrico del Límite de Estabilidad Estática o Permanente (figura 1D de la lista de figuras especiales)

Comportamiento Transitorio: Cortocircuito y Estabilidad (Áreas Iguales) Considerando las ecuaciones 23, 24, 25,26 y 27, expuestas en le capitulo 3, se determina el tiempo y el ángulo critico de carga en el que la máquina permanece estable después de que se presenta una falla por pérdida de excitación o una falla en las terminales del generador. Esta falla hace que disminuya el voltaje del sistema o barra al que está conectada la máquina. La metodología a seguir, es considerar que el voltaje interno generado disminuye cierto porcentaje (90,80,70….20%) de su valor nominal, de la siguiente forma:

MWP 5.1030 = , si KVupEa 2.1403.1*8.13..03.1 =→=

[ ] MWupX

EVKVEP

du

aaa 1.450..91.3

´2.14 →===



radP

Parseno 23.00 ==δ

para el 90% del voltaje generado KVEa 79.12*9.0 = El valor de la impedancia transitoria en el eje directo 2629.0´=duX La potencia máxima al momento de la falla (ecuación 21),

MWupX

VEP

du

aa 50.405..53.32629.0

8.1379.129.0

´1 →===

entonces, 26.01

01110 ==↔=

P

ParsensenPP δδ rad.

De está forma se encuentran delimitadas las áreas A1 y A2, utilizando las ecuaciones 23 y 24 respectivamente.

( ) 15.05.4055.10326.0

23.01 =−= ∫ δδ dsenA

( )∫ +−−=−=c

ccdsenAδ

δδδδ26.0

2 78.4185.103cos5.4055.1035.405 , dividiendo esta ecuación

entre 103.5, tenemos:

04.4cos92.32 +−−= ccA δδ . Aplicando el criterio de áreas iguales

A1 = A2

89.3cos92.3 =+ cc δδ y resolviendo para cδ ,

radC 03.0−=δ , que debe multiplicarse por (-1) ya que el ángulo de carga se desplaza dentro del plano P-Q como un ángulo positivo; obteniendo un tiempo crítico de libramiento de la falla (ecuación 27), con

segH 5= ,

.03.0 segtc =

El cual es menor al intervalo entre 0.5 y 10 segundos, tiempo crítico considerado para el estudio de estabilidad estática ó transitoria de un generador sincrónico. Sin embargo este tiempo es



equivalente a la constante subtransitoria de tiempo, aproximadamente entre 0.03 a 0.04 segundos, y en los estudios de estabilidad los fenómenos subtransitorios se desprecian30.

Representación del lugar geométrico (Arco HI) y límite conservador (Recta FG) El arco HI que representa el límite de estabilidad estática o permanente está defino por un circulo (ecuación 28) con centro en,

( )[ ]..01.1 ,0,0 upX

VE

du

aa →

y radio, [ ]..71.111

2

2

upXX

V

due

=

+

Considerando para la ecuación del radio, el valor de 4.0=eX p.u.

El límite de estabilidad estática corta al límite de la corriente de armadura en el punto I y al eje de los MVAR negativos en punto H. Ahora, el límite conservador por calentamiento causado por la pérdida de campo y representado por la recta FG en la figura 1D de la lista de figuras especiales, es el siguiente:

.60% nomMVA con 0.. =pf punto F );( 11 QP

190900cos 1 =°→°=− sen

[ ]( )( )( ) ..6.06916.01156.0 upMVArMVAMVA →==

6.0 ;0 11 −== QP

95.0.. a . =pfMVAnom punto G( ); 22 QP

3121.019.1819.1895.0cos 1 =°→°=− sen

30 Revisar la página 20, de este mismo documento.



( )( ) ..3121.090.353121.0115 upMVArMVAMVAr →==

3121.0 ;9.02 −== QP La ecuación a la que corresponde está recta es:

KPPP

QQm +

−−

=12

12 (28) [ ]..1918.03198.0 upPQ += (29)

4.2. CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PARAÍSO A continuación se busca encontrar la representación de la curva P-Q para la central hidroeléctrica El Paraíso, siendo el mismo procedimiento utilizado para la curva P-Q de la central hidroeléctrica La Guaca. 4.2.1 Representación del diagrama de voltajes. La tabla 6 contiene las características nominales de los generadores de las unidades de la central El Paraíso, necesarias para la determinación de las curvas de carga con características nominales. Algunos valores nominales ya se encuentran en por unidad. La tabla 7, muestra la conversión de los valores nominales en por unidad, utilizados para representar el diagrama fasorial de los generadores, de la misma forma que se expuso en el capitulo 3. . Haciendo la suma vectorial de los vectores ya pasados a valores en por unidad (ecuación 30), se representa el diagrama fasorial de voltajes de la máquina, ver figura 2A, de la lista de figuras especiales.

saaa XjIVE += (30) en donde,

..0.1 upVa =

..0.1 upI a =

..952.0 upXdu =

( )( ) °∠=°∠°∠+°∠= 68.5504.190952.084.250.100.1aE 4.2.2 Determinación del diagrama de potencias. Para pasar del diagrama de voltajes al diagrama de potencias (figura 2B, lista de figuras especiales), se multiplican todos los fasores del

diagrama de voltajes por el factor de conversións

a

X

V, como sigue:

El fasor ..0.1 upIVX

VXI aa

s

asa ==

, distancia OB



Tabla 6. Características nominales de los Generadores de la central El Paraíso, datos proporcionados por el fabricante TOSHIBA

Generador Reactancias Resistencias Tipo rotor Polos

salientes *Xds p.u 0.825 *Estator por

fase a 75° C p.u.

0.0012

Eficiencia de diseño a 100% de la carga %

98.52 *Xdu p.u.

0.952 *Rotor a 75° C p.u.

0.1618

Potencia Nominal MVA 100 *Xqs p.u. 0.5165 *R (0) p.u. 0.0012

**Potencia Nominal MW 92 *Xqu p.u. 0.564 Potencia Efectiva MW ** 90 *X´ds p.u. 0.2286

Máxima generación de Activa MW

90 *X´du p.u. 0.2286 *Relación de Corto Circuito

saturada

Mínima generación de Activa MW

37 *X´qs p.u. 0.516 1.21212 p.u.

Máxima generación de Reactiva MVAR

30 *X´qu p.u. 0.516

Mínima generación de Reactiva MVAR

-20 *X´´ds p.u.

0.152

*Relación de Corto Circuito no saturada

Número de polos de rotor 14 *X´´du p.u.

0.15304 1.053 p.u.

Clase de aislamiento B *X´´qs p.u.

0.2056

Factor de potencia cosφ 0.9 *X´´qu p.u.

0.2056

Voltaje nominal KV 13.8 *X(2)u p.u.

0.18043

Voltaje mínimo KV 13.1 *X(2)s p.u.

0.18043

Voltaje máximo KV 14.5 *X(o) 0.11495

Corriente nominal A 4184

Corriente de excitación a carga y f.p. nominal A

976

Transformador e impedancia de puesta a tierra

13800/240V 0.95 ohms

Frecuencia Hz 60

* Valores determinados de las pruebas de puesta en servicio ** Máxima eficiencia de la Turbina, ver Anexo A2

El fasor ( )

..053.1952.0

..0.1 22

upup

X

V

X

VV

s

a

s

aa ===

, distancia OC

Este fasor equivalente a la distancia OCD , efectivamente corresponde al mismo valor de la relación de cortocircuito no saturada;

..053.11

..053.1952.011 2

upXX

Vup

XRcc

dudu

a

du

==⇔===



Tabla 7. Tabla resumen, conversión de valores nominales a valores en por unidad de los generadores de la central El Paraíso y corresponden a los valores en por unidad graficados en la figura 2B.


MVAS 1003 =φ MVASbase 1003 =φ [ ] ..0.1100100

.. upMVA

MVAupS ==

MWP 923 =φ φφ 33 basebase MVAMW =

φ3100 baseMW→ [ ] ..92.0

10092

.. upMW

MWupP ==

MWPEfectiva

903 =φ φφ 33 basebase MVAMW =

φ3100 baseMW→ [ ] ..9.0

10090

.. upMW

MWupP ==

MVARQ =5.433φ φφ 33 basebase MVAMVAR =

MVAR100→ [ ] ..43.0

1005.43

.. upMVAR

MVARupQ ==

A

MVAI LLa

41848.13*31000*100

=

=−


AI

II

aBase

LaLNaL

4184== −−

[ ] ..0.141844184

.. upA

AupI a ==

KVV LLa 8.13=−

KVV NLa 96.7=−


KVV

V lLLNa 96.7

3== −

−

KVV NBaseLa 96.7=→ −

[ ] ..0.196.796.7

.. upKV

KVupVa ==

Xds* - Xd´s* ( )9.1

1

2

== −

Base

NBaseLBase MVA

KVZ

φ

0.825 p.u.- 0.2286 p.u

Xdu* - Xd´u* ( )9.1

1

2

== −

Base

NBaseLBase MVA

KVZ

φ

0.952 p.u.- 0.2286 p.u.

cosφ φ= 24.85° 0.9 en retraso.

Tomando los datos de prueba de puesta en servicio (1987) para los generadores de la central El Paraíso, anexos 6, 7 y 8, se puede examinar el valor de la relación de cortocircuito no saturada sobre las curvas de cortocircuito y la línea de entrehierro.

upA

A

II

VIRcc

anominalfSCC

nominalagapairf.053.1

488513

=== − 31

31 Ver anexo Anexos A6 , A7 y A8



Finalmente se multiplica el fasor aE por el factor de conversión:

( )( )..09.1

952.00.104.1

upX

VE

du

aa ==

La distancia de 1.09 p.u. está sobre la base de el voltaje nominal y la corriente de armadura nominal, por lo tanto no corresponde al valor del límite conservador de la corriente de excitación. 4.2.3 Determinación del lugar geométrico del límite de la corriente de armadura aI (Figura 2C, de la lista de figuras especiales, Arco BE)

El límite de la corriente de armadura es igual al vector ..0.1 upIVX

VXI aa

du

adua ==

, punto B.

Su lugar geométrico es un arco con centro en el origen del diagrama de potencias (0,0) y radio igual a 1.0 p.u. Así queda representada el área de operación del generador dentro del arco BE, que corta por arriba y por debajo el eje de la potencia reactiva. 4.2.4 Determinación del lugar geométrico del límite máximo de la potencia activa nominal (Figura 2C, de la lista de figuras especiales, distancia BE). La capacidad nominal en MW de las unidades de la central El Paraíso es el es igual al menor valor entre la potencia nominal de la turbina y la capacidad en MW del generador equivalente a 90 MW, para una eficiencia en la turbina de 91.1%, ver Anexo 2. Para una base de basebasebase MWMVAMW 10033 →= φφ

[ ] ..9.010090

.. upMW

MWupPmax ==

Se traza una línea paralela al eje de la potencia reactiva (Q), desde el cosφ nominal, punto B, ángulo positivo (∠24.85°); hasta el cosφ correspondiente al ángulo negativo, punto E (∠-24.85°) a una distancia igual a 0.9 p.u., cortando el arco del límite de la corriente de armadura en los mismos puntos. 4.2.5 Determinacion del Lugar Geometrico del Límite Máximo de la Corriente de Excitación ( Figura 2C de la lista de figuras especiales, Arco DB).

Este límite corresponde al valor del fasor, ( )( )

( ) ..09.1952.0

0.104.1up

X

VE

du

aa ==



Está distancia en p.u. está sobre una base de kilovoltios y amperios nominales de la máquina, que no corresponden a valor base de corriente de excitación; como se expuso en la sección relacionada con limite conservador de corriente de campo. De la curva característica de circuito abierto (OCC) de las unidades de El Paraíso (anexos 6, 7 y 8), se obtiene el valor base de la corriente de excitación.

aaOCCfBase EparaVAI =→= 592)(

Se traza un arco con centro en ..05.12

upX

V

du

a = , distancia OCD , y radio igual a la distancia

CBD , fasor du

aa

X

VE,

correspondiente a un valor de 1.73 p.u., medidos a lo largo de este fasor sobre la curva de la figura 2C de la lista de figuras especiales, determinado el Arco DB, que corta al eje de la potencia reactiva en el punto D, y al límite de la corriente de armadura en el punto B. Con el valor de la distancia CBD , se encuentra el valor del límite de la corriente de campo

conservadora (raconservadofI ), utilizando la ecuación (16). La corriente de excitación

correspondiente al límite conservador a carga nominal y factor de potencia (φ ) nominal es:

[ ] [ ]AupArconservadoI OCCf 592..73.1 ×= (16)

[ ] AArconservadoI f 16.1024=

Ahora para representar el lugar geométrico del límite de la corriente de excitación máxima se

trazan un arco con centro en ..21.12

upX

V

ds

a = , distancia ´Doc , y radio igual a la distancia,

BCD ´ , fasor ds

aa

X

VE,

correspondiente a un valor de 1.88 p.u. medidos a lo largo de este fasor, figura 1C Utilizando la ecuación (17), la corriente de excitación máxima a carga nominal y factor de potencia (φ ) nominal es:



[ ] [ ]AupAmáximaI OCCf 592..88.1 ×=

[ ] AAI f 9.1112max =

De esta manera se obtiene un arco muy parecido al Arco DB. Los límites anteriores de corriente de excitación, se encuentran sobre el área de sobrexcitación OABD. 4.2.6 Determinacion del Lugar Geométrico del Límite Mínimo de Corriente de Excitación (Figura 2C de la lista de figuras especiales, Arco llamado fmínI ).

Este valor es la base de la corriente de excitación, correspondiendo al valor de 1.0 en p.u., ecuación (18).

[ ] ..0.1592592

..min upA

AupI f == (18)

AIupI ff 592..0.1 minmin =→=

Como se debe llevar la corriente base de excitación a la base de la corriente nominal de las unidades, para obtener el lugar geometrico de este límite sobre la curva de carga P-Q, se utiliza la ecuación (19):

[ ] ..1415.04184592

..)(

min

min)( up

A

A

I

IupI

QPaBase

f

fOCC ===

−

(19)

Haciendo centro en OCD , fasor ..05.12

upX

V

du

a = y radio igual a 0.1415 p.u., se traza el arco que

representa la corriente mínima de excitación dentro de la curva de cargabilidad P-Q, cortando al arco del límite de corriente de armadura. 4.2.7 Determinacion del Lugar Geometrico del Límite de Estabilidad Estática o Permanente (Figura 2D de la lista de figuras especiales).

• Comportamiento Transitorio: Cortocircuito y Estabilidad (Áreas Iguales). Considerando las ecuaciones 23, 24, 25, 26 y 27, expuestas en le capitulo 3, se determina el tiempo y el ángulo critico de carga en el que la máquina permanece estable después de que se presenta una falla por pérdida de excitación o una falla en las terminales del generador. Esta falla hace que disminuya el voltaje del sistema o barra al que está conectada la máquina. La metodología a seguir, es considerar que el voltaje interno generado disminuye cierto porcentaje (90,80,70….20%) de su valor nominal, de la siguiente forma:



MWP 900 = , si KVupEa 35.1404.1*8.13..04.1 =→=

[ ] MWupKVEP a 454..54.435.14 →==

radP

Parseno 22.00 ==δ

Para el 90% del voltaje generado KVEa 91.12*9.0 = El valor de la impedancia transitoria en el eje directo 2286.0´=duX La potencia máxima al momento de la falla (ecuación 21),

MWupX

VEP

du

aa 2.409..09.42286.0

8.1391.129.0

´1 →===

entonces, 24.01

01110 ==↔=

P

ParsensenPP δδ rad.

De está forma se encuentran delimitadas las áreas A1 y A2, utilizando las ecuaciones 23 y 24 respectivamente.

( ) =−= ∫ δδ dsenA24.0

22.01 2.40990

( )∫ +−−=−=c

ccdsenAδ

δδδδ26.0

2 8.48490cos2.409902.409 , dividiendo esta ecuación entre

90, tenemos:

38.5cos54.42 +−−= ccA δδ . Aplicando el criterio de áreas iguales

A1 = A2

95.1cos54.4 =+ cc δδ y resolviendo para cδ ,

radC 46.1=δ



Obteniendo un tiempo crítico de libramiento de la falla (ecuación 27), con segH 61.3= para las unidades de la central El Paraíso, el tiempo crítico en que las máquinas perderían su estabilidad será:

.021.0 segtc =

El cual es menor al intervalo entre 0.5 y 10 segundos, tiempo crítico considerado para el estudio de estabilidad estática ó transitoria de un generador sincrónico. Sin embargo este tiempo es aproximado a la constante subtransitoria de tiempo, entre 0.03 a 0.04 segundos, y en los estudios de estabilidad los fenómenos subtransitorios se desprecian32.

Representación del lugar geométrico (Arco HI, figura 2D de la lista de figuras

especiales) El arco HI que representa el límite de estabilidad estática o permanente está defino por un círculo (ecuación 28) con centro en:

( )[ ]..09.1 ,0,0 upX

VE

d

aa →

y radio, [ ]..77.111

2

2

upXX

V

due

=

+

Considerando para la ecuación del radio 4.0=eX p.u.

El límite de estabilidad estática corta al límite de la corriente de armadura en el punto I y al eje de los MVAR negativos en punto H. Ahora, el límite conservador por calentamiento causado por la pérdida de campo y representado por la recta FG en la figura 2D de la lista de figuras especiales, es el siguiente:

.60% nomMVA a 0.. =pf punto F );( 11 QP

190900cos 1 =°→°=− sen

[ ]( )( )( ) ..6.06016.01006.0 upMVArMVAMVA →==

32 Revisar la página 20 de este mismo documento.



6.0 ;0 11 −== QP

95.0.. a . =pfMVAnom , punto G( ); 22 QP

3121.019.1819.1895.0cos 1 =°→°=− sen

( )( ) ..3121.0211.313121.0100 upMVArMVAMVAr →==

3121.0 ;9.02 −== QP la ecuación respectiva a esta recta entonces será (distancia FG, figura 2D de la lista de figuras especiales),

KPPP

QQm +

−−

=12

12 (28)

[ ]..1918.03198.0 upPQ += (29)



5. DETERMINACION DE LAS INFLEXIBILIDADES ASOCIADAS A LAS UNIDADES GENERADORAS GUACA-PARAISO

Debido a que la operación de un generador es posible en cualquier punto dentro de la curva de carga, el personal de operación y mantenimiento de una unidad, hacen uso de la curva de cargabilidad para controlar y mantener la máquina dentro de los regímenes seguros de operación. Estos regímenes están dentro de diferentes zonas de la curva de cargabilidad, es por estas razones, que las máquinas sincrónicas son capaces de producir y consumir megavatios y megavares. Cuando un generador se sobreexcita, genera reactivos y los suministra al sistema y cuando un generador es subexcitado, fluyen reactivos negativos del sistema hacia la máquina. Cuando el generador trabaja con factor de potencia unitario, es exactamente autosuficiente con el valor de excitación correspondiente. Operación de las Centrales Hidroeléctricas Guaca – Paraíso. • Limites de los Generadores Los límites descritos a continuación, se definieron para la operación de los generadores de las centrales Guaca - Paraíso. Desde el año 1986 las máquinas operaron en forma continua y con su capacidad y características nominales, en los límites de potencia activa y reactiva como se muestra en la tabla 8. Tabla 8. Potencia activa y reactiva en operación normal de las unidades de Guaca-Paraíso.

Guaca Paraíso

103.5 MW 90.0 MW

50.12 MVAR 30 MVAR

cosφ = 0.9 cosφ = 0.9

Debido a que el control de potencia reactiva se hace manualmente, el control de la excitación corresponde a los siguientes valores límites de corriente de campo indicados en la tabla 9. Tabla 9. Límites por corriente de excitación o campo para las unidades de Guaca-Paraíso.

Guaca 1040 A Paraíso 980 A



Limites de las Turbinas. Las potencias nominales de los grupos turbina-generador determinadas por la potencia de salida del generador en Megavatios con cuatro chorros se muestran en la tabla 10. Tabla 10. Potencia nominal de las turbinas de las centrales GUACA - PARAÍSO

Central Potencia Nominal (MW)

Eficiencia (η%)

Eficiencia Máxima (η%)

Sobrecarga Máxima (MW)

Paraíso 90.0 90 91.1 100*

Guaca 103.5 91.5 91.7 114*

* La sobrecarga permitida las turbinas Overstroke, equivale al 10% de su potencia nominal, ver anexo 2 y 3. En la tabla 11, muestra la potencia activa mínima para la cabeza mínima considerada para el trabajo continuo con 4 chorros. Tabla 11. Límites mínimos para operar con baja carga y cuatro chorros

Central Potencia MW Eficiencia (η%) Eficiencia Mínima (η%)

Paraíso 34 90.3 90.3

Guaca 36 89.4 89.4

*Para esta tabla ver anexo 1 y 2. Cuando se requiera la operación continua de los generadores con baja carga, se deben utilizar dos chorros con la siguiente potencia nominal y respectiva sobrecarga: Tabla 12. Operación continúa con baja carga y 2 chorros.

Central Potencia Nominal (MW)

Eficiencia (η%) Sobrecarga Máxima (MW)

Eficiencia (η%)

Paraíso 42 90.9 50 90.4

Guaca 54 91 61.5 90.8

*Para esta tabla ver anexo 1 y 2 Para efectos de operación con baja carga el cambio de 4 chorros a 2 chorros debe efectuarse para las turbinas de la central El Paraíso en 42 MW y para las turbinas de la central La Guaca en 54 MW respectivamente; de la misma forma para hacer el cambio de 2 chorros a 4 chorros.



Las centrales Hidroeléctricas la Guaca y el Paraíso, forman parte de un grupo generador con operación en cascada, es decir, operación en paralelo de una unidad de la central la Guaca con una unidad de la central Paraíso. 5.1. DETERMINACIÓN DE LAS INFLEXIBILIDADES ASOCIADAS A LAS UNIDADES DE LAS CENTRALES GUACA – PARAÍSO CON RELACIÓN A LA CURVA DE CARGA NOMINAL ENCONTRADA EN ESTE ESTUDIO. Después de haber obtenido el lugar geométrico de la corriente de armadura, corriente de campo, potencia máxima efectiva y límite de estabilidad estática de los grupos generadores en condiciones nominales, podemos determinar las inflexibilidades asociadas por medio de la operación normal de los generadores cuando la generación está en su valor máximo de carga. Limite por corriente de armadura. La porción limitada por la curva de corriente de estator, relaciona la capacidad de los devanados de este para transportar corriente, así como el límite por temperatura permitido para la clase y tipo de aislamiento. Este límite se refiere a las perdidas constantes, perdidas en carga y a las perdidas adicionales debidas a la carga33 . La pérdidas constantes se presenta por el efecto de la reacción de armadura y la saturación del hierro sobre los extremos del devanado del estator causando corrientes parásitas, estas aumentan la temperatura de los devanados del estator (I2R) y como consecuencia las perdidas por ventilación que incluyen la potencia absorbida por los ventiladores. En operación normal, las máquinas de las centrales La Guaca y El paraíso no sobrepasan los límites de corriente de armadura ni de temperatura para la clase de aislamiento Tipo B (ver Figura 1E, lista de figuras especiales), dentro del área OBE, la carga del generador está en el 100% y soportaría 100ºC para el lugar más caliente. En cuanto a la corriente de armadura, se pudo observar mediante las pruebas que se describen más adelante, que para los valores de corriente de excitación máxima y límite conservador de excitación, las maquinas de la central La Guaca no han alcanzado el valor nominal de esta. Limite por corriente de campo. La porción limitada del campo, se refiere al área de operación en las condiciones de sobreexcitación, en que la corriente de campo será más alta de lo normal. Las perdidas relacionadas con este límite son, las pérdidas de excitación, las pérdidas en los circuitos

de excitación )( 2 RI f y las pérdidas en las escobillas33.

Para efectos de revisar los valores encontrados en la curva de carga P-Q nominal, se hicieron dos pruebas, la primera prueba con cada generador a potencia y factor de potencia nominales, controlando que la corriente estátorica no sobrepasara el límite nominal (Guaca 4811 A y Paraíso 4184 A) y verificando el valor de la corriente de excitación; con el fin de revisar las condiciones de operación. La segunda prueba, se realizo con potencia nominal y corriente de excitación encontrada en la curva de carga P-Q. 33 Capitulo 2, sección 2.3 Bajo condiciones normales, consideración de pérdidas



Para los generadores de la central La Guaca se encontró mediante la curva de carga P-Q nominal, el valor de la corriente máxima de excitación en donde se presentará la saturación del hierro para un valor de 1032 A, área C´D´B, arco aproximado al Arco DB. Es de considerar que el fabricante garantiza un máximo de corriente de excitación igual a 1040 A. El límite de corriente de campo conservador encontrado en la curva de carga P-Q nominal de las unidades de la central La Guaca, fue igual a 990.25 A sobre el área CDB. Este valor de excitación es un valor cercano al de operación normal de las unidades y se utilizo para hacer las pruebas anteriormente expuestas. Para el anterior valor de corriente de excitación la maquina genera potencia reactiva a factor de potencia nominal (0.9) por cada unidad, como se muestra en la tabla 13, prueba 2. La prueba 1 en Guaca, permite observar que para condiciones nominales, la corriente de excitación ha sobrepasado tanto el límite garantizado por el fabricante, como también el límite de corriente máxima (1034 A) encontrado en la curva de carga P-Q para los generadores de la central La Guaca, elaborada en este estudió. Tabla 13. Condiciones de operación normal comparadas con las condiciones de operación nominales representadas en la curva P – Q Central Hidroeléctrica La Guaca.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA GUACA

Valores de Operación Normal

Valores encontrados en la curva

P-Q

Valores curva P-Q (revisados en

operación) 1ª Prueba


operación) 2ª Prueba Unidades Valores nominales

U1 U1 U3 U1, U2, U3 U1 U2 U3 U1 U2 U3

MW 103.5 103 103.5 103.5 103.5 103 103 103 103 103 103

MVAr 50 3 0 2 51 40 38 36 26 25 26

Vexc. (V) 250 145 - 150 - 180 185 173 160 172 162

Ifmáx. (A) 1050 870 990.25 910 990.25 1100 1080 1060 990 990 990

Ia (KA) 4811 4600 4811 4600 4811 4700 4700 4700 4600 4600 4600

Va (KV) 13.8 13.2 13.8 13.5 13.8 13.8 13.7 13.4 13.7 13.5 13.4

f.p. 0.9 1 0.9 1 0.9 0.9 0.9 0.9 0.95 0.94 0.93

* Cuadro resumen de la primera prueba y asegunda prueba. Nota: los datos destacados en rojo y azul corresponden a los valores de las magnitudes utilizadas para mantenerlas constantes durante la 1ª prueba y 2ª prueba, respectivamente. Es posiblemente que en operación continua, con los valores revisados en la primera prueba, se presenten aumentos en las pérdidas por carga, pérdidas constantes, pérdidas en los devanados estatóricos y pérdidas significativas para el circuito de excitación, ocasionando aumentos de temperatura más allá de los permitidos por la clase de aislamiento (Tipo B), para el 100% de la carga. De acuerdo con los valores encontrados en la prueba 2 para la central La Guaca (Tabla 13), donde se ha mantenido el valor del límite conservador de la corriente de excitación encontrada en la



curva de carga P-Q, se observa que estos están muy próximos a los valores nominales y a los valores de operación normal, por lo tanto se garantiza que en operación continua para el 100 % de la carga las máquinas no sobrepasaran el límite de corriente de excitación y el valor de los reactivos que exportarían al sistema serán 26 MVAr (0.23p.u.), 25 MVAr (0.217 p.u.) y 26 MVAR (0.23 p.u.) respectivamente, por cada unidad. Los reactivos generados por cada máquina permiten representar sobre la curva nominal de cargabilidad, la curva de operación normal para el lado de 13.8 KV, originando el punto 4P , en las figuras 1E (lista de figuras especiales). Para efectos de está representación se utilizaron los datos indicados en la prueba 2 de tabla 13, ya que estos están más próximos a los valores de operación normal, donde las unidades no han presentado problemas en sus circuitos magnéticos. El limitador de sobrecorriente (OEL, Over Excited Limit) asociado al Regulador manual de Voltaje (D-AVR) de la unidad 1 de la central La Guaca, durante las pruebas mostró indicación para una valor igual 990 A, sin embargo esto no indica que la excitación no pueda llegar a un valor más alto, ya que el Regulador Automático de Voltaje (AVR) tiene una respuesta más rápida y mayor sensibilidad a los cambios en la excitación, así mismo se puede percibir que el límite por sobreexcitación (OEL) asociado al regulador automático de voltaje (AVR) tiene un valor alto comparado con el límite de excitación sobre el área de sobrexcitación OABD. Para la los generadores de la central hidroeléctrica El Paraíso, de forma contraría que los generadores de la central La Guaca, la corriente de excitación garantizada por el fabricante es de 980 A y el valor encontrado para el límite conservador de corriente de excitación, representado en la curva P-Q para las características nominales, sobre el área CDB es de 1024.16 A, indicando que los generadores pueden alcanzar un mayor valor de corriente de excitación a carga y factor de potencia nominal (ver tabla 14), permitiendo generar más potencia reactiva para exportarla al sistema. Sin embargo, para hacer que la máquina genere más reactivos, se debe considerar que la excitación máxima no sea mayor a 1112.9 A que equivalen al límite de corriente de excitación máxima encontrada en la curva P-Q, a la cual el hierro presenta saturación, además revisar que la corriente en la armadura no sobrepase su límite nominal, para el 100% de la carga. Los valores de operación revisados en la primera prueba con los generadores de la central El Paraíso muestran como la corriente de excitación es mayor a la garantizada por el fabricante para los generadores de las Unidades 1, 2 y 3, cuando la corriente de armadura está cerca al valor nominal (4184 A); pero es menor a la corriente de excitación del límite conservador y del límite de corriente de excitación máxima (tabla 14). Lo anterior significa que la excitación puede alcanzar valores mayores, entre 1024.16 A y 112.9 A, pero con estos valores de excitación se llevaría a que la corriente en la armadura sobrepasara su valor nominal para el 100% de la carga. Por lo tanto dentro estos límites de operación las máquinas, posiblemente sufrirían un aumento en las perdidas en carga y perdidas adicionales a la carga, ocasionando sobreelevaciones de temperaturas en los devanados de estator, esto quiere decir que la corriente de excitación



garantizada por el fabricante es adecuada para la operación segura de las unidades y debe estar entre 980 A y 1010 A. Tabla 14. Condiciones de operación normal comparada con las condiciones de operación nominales representadas en la curva P – Q Central Hidroeléctrica El Paraíso.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA EL PARAÍSO


Valores encontrados en la curva

P-Q


operación) 1ª Prueba


operación) 2ª Prueba Unidades Valores nominales

U1 U1 U3 U1, U2, U3 U1 U2 U3 U1 U2 U3

MW 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

MVAr 30 0 0 0 42 33 36 28 27 26 28

Vexc. (V) 250 130 130 140 - 165 170 160 165 160 160

Ifmáx. (A) 980 810 810 820 1034.6 1000 1010 990 980 980 980

Ia (KA) 4184 4000 3900 4000 4184 4120 4100 4150 4000 4020 4100

Va (KV) 13.8 13.3 13.3 13.5 13.8 13.5 13.7 13.5 13.6 13.7 13.6

f.p. 0.9 1 1 1 0.9 0.9 0.9 0.9 0.93 0.92 0.92

* Resumen de la primera prueba y segunda prueba. Nota: los datos destacados en rojo y azul corresponden a los valores de las magnitudes utilizadas para mantenerlas constantes durante la 1ª prueba y 2ª prueba, respectivamente. Los valores encontrados en la prueba 2 para las unidades de la central El paraíso, son parecidos a los valores de operación normal y a los valores nominales, es decir que los generadores de la central El Paraíso exportarían al sistema 27 MVAR (0.27 p.u.), 26 MVAR (0.26 p.u.) y 28 (0.28 p.u.) MVAR por cada unidad respectivamente, en condiciones favorables de operación, es decir, mínimas pérdidas y dentro de los límites por temperatura para el 100% de la carga, punto 4P en las figuras 2E, que permite representar la curva de operación real (lista de figuras especiales). Para representar la curva de operación real se tomaron los valores indicados en la prueba 2, tabla 14, los cuales, de la misma forma que en las unidades de La Guaca están muy cercanos a los de operación normal. La indicación del limitador de sobrecorriente (OEL) del D-AVR, para la unidad 3 de la central El Paraíso se presenta para un valor igual a 925 A, sin embargo, como se expuso anteriormente para la unidad 1 de la central La Guaca, este límite no importa cuando las máquinas están trabajando con el AVR. En consecuencia, a mayor valor de corriente de campo, las máquinas de la central El Paraíso se saturan en forma más lenta que los generadores de la central La Guaca, tanto para las

condiciones de saturación, como para las no saturadas, debido a que el vectores du

aa

X

EV y

ds

aa

X

EV

igual a la relación de corto circuito no saturada y saturada, siempre tiene una distancia mayor para las unidades de El Paraíso que para las unidades de La Guaca.



Además, la distancia en p.u. CBD y BCD ´ de los límites de corriente de excitación conservadora y corriente de excitación máxima de Paraíso son mayor a la distancia en p.u. para estos mismos límites de las unidades de La Guaca. Los generadores están diseñados con la mismas características de operación, sin embargo los generadores la central El Paraíso operan con menor capacidad (MVA) que los generadores de la central La Guaca. El Límite de Sobrexcitación (OEL, Over Excited Limit) y el Detector de Sobrexcitación (OED, Over Excited Detector), asociados a los reguladores de voltaje de los generadores de las centrales La Guaca y El Paraíso, tienen las mismas características de operación. Revisando el Anexo 9, característica de tiempo inverso del detector UEP40, este está calibrado para operar en 4 AAC determinados a la entrada del regulador. Para hallar el límite de sobreexcitación, se midió un dato de la corriente alterna que entra al detector por medio de los transformadores de corriente y el correspondiente dato de la corriente de excitación, con el fin de determinar la constante de proporcionalidad del rectificador de corriente AC/DC.

Relación de transformación de los PT´s 2405

1200==a

Tabla 15. Datos leídos de corriente alterna en la entrada del rectificador asociado al VAR y de la corriente de excitación correspondiente para determinar la constante de proporcionalidad (k).

Datos Leídos

[ ]ACA5.2 [ ]DCA850

ACA6005.2240 =×

41.1600850

)(Retan ==AC

DC

A

AKctificadorteCons

para ACA4 , el limite del detector de sobrexcitación (OEL) es,

DCAC AA 6.135341.12404 =×× Este límite se representa dentro de la curva P-Q, de la misma forma que el límite de la corriente de

campo, es decir por medio de una arco con centro en

−

du

a

X

V 2

ó distancia igual a la relación de

corto circuito para las condiciones no saturadas, y radios iguales a los siguientes valores en por unidad sobre la base de corriente de campo, para los Detectores de Sobrexcitación asociados a los Reguladores de Voltaje de la centrales La Guaca y El Paraíso.



Radio [ ] ..25.2600

6.1353up

A

AGUACA ==

Radio [ ] ..28.2592

6.1353up

A

APARAISO ==

El límite por sobrexcitación (OEL) para los reguladores de voltaje de la central La Guaca es menor que el límite por sobreexcitación (OEL) de los reguladores de voltaje de la central El paraíso. Lo anterior, lleva a la conclusión que las unidades de El paraíso soportan más niveles de corriente de excitación en su rotor que las unidades de la Guaca. Finalmente las corrientes de excitación garantizadas por el fabricante, son reales para la operación normal de los generadores a factor de potencia y potencia nominales, ya que para un valores entre 990.25 A y 1040 A de excitación, las máquinas de la central la Guaca trabajarían con su valor de corriente de armadura nominal, para el 100% de la carga. Para las máquinas de la central El Paraíso, con un valor de corriente de excitación entre 980 A y 1150 A, estás trabajarían cerca del valor nominal de la corriente de armadura, para el 100% de la carga, como se había nombrado anteriormente. Limite por potencia activa. La potencia activa de los generadores sincrónicos es la porción que limita la eficiencia mínima y máxima de la turbina, como se demostró en la representación del lugar geométrico del límite de potencia activa máxima y el valor de la potencia activa mínima en la tabla 11 (ver Anexos 1 y 2). El lugar geométrico de la potencia mínima activa se define como una recta paralela al eje de la potencia reactiva, a una distancia igual a la potencia entregada por la turbina donde la eficiencia es mínima para el trabajo con 4 inyectores, o cuando se debe hacer el cambio de 4 a 2 inyectores o viceversa. Este límite debe considerarse ya que se presenta desgaste apreciable en las agujas y boquereles, lo que causa además deformación de los chorros y aumenta el desgaste en la superficie de los alabes. Para la central La Guaca el límite mínimo operativo de potencia activa con cuatro chorros es igual a 36 MW que equivalen a,

..313.011536

upMVA

MW=

entonces, la representación será una recta paralela al eje de la potencia reactiva a una distancia igual a 0.313 en p.u., cortando el limite por corriente de campo (punto 3P , Figura 1E, lista de figuras especiales) y el límite de subexcitación (UEL, Under Excited Limit) para el área de subexcitación ( punto 1P , Figura 1E, lista de figuras especiales). De la misma forma el límite mínimo operativo de la potencia activa para la central El Paraíso es de 34 MW que equivalen a,



..34.010034

upMVA

MW=

también, representada por una recta paralela al eje de la potencia reactiva y trazada a una distancia igual a 0.34 en p.u. (punto 3P , Figura 2E, lista de figuras especiales) sobre la curva de

carga con características nominales P-Q y cortando al limitador de subexcitación en el punto 1P (Figura 2E, lista de figuras especiales). De acuerdo a las curvas de eficiencia de las turbinas del grupo PAGUA, para un valor de operación normal de las unidades; las turbinas están trabajando a una potencia menor que su potencia de diseño, cuando la eficiencia es máxima con un 91.5 % para las turbinas de la central La Guaca y al 91.1% para las turbinas de la central El Paraíso. Limite de estabilidad o transitorio. La porción de estado estable se refiere a la capacidad de la máquina para mantenerse estable, es por esto que los generadores de las centrales La Guaca y El Paraíso deben tener una buena característica en cuanto a los limitadores de subexcitación (UEL, Under Excited Limit) y la protección de perdida de excitación relacionada con el relé 40 o perdida de campo, ver Anexo 9. El límite de subexcitación para los generadores de la central la Guaca es una recta que tiene la siguiente ecuación

359.372353.0 −= PQ es decir, que corta el eje de la potencia reactiva para un valor igual a MVAR -37.359=Q y al

eje de la potencia activa en MW 158.78=P . La característica de la protección por pérdida de campo (relé 40) es una recta que tiene la siguiente ecuación

789.462804.0 −= PQ , es decir, que corta al eje de la potencia reactiva en MVAR -46.789=Q y al eje de la potencia

activa en MW 166.86=P . El limitador de subexcitación (UEL) y la protección de pérdida de campo para los generadores de la central El Paraíso tienen las siguientes características de operación. El limitador es una recta igual a:



75.33225.0 −= PQ ,

es decir, que corta al eje de la potencia activa en MWP 35.150= y al eje de la potencia reactiva en MVARQ 75.33−= . La protección es una recta igual a:

25.422645.0 −= PQ , es decir que corta la potencia activa en MWP 68.159= , y al eje de la potencia reactiva en

MVARQ 25.42−= . Sobre la curva de carga P-Q encontrada para los valores nominales de los generadores de las centrales La Guaca y El Paraíso, se transponen las rectas encontradas para los limitadores de subexcitación y la protección de perdida de campo (Figura 1D y 2D, de la lista de figuras

especiales), con el fin de determinar el punto 6P para la curva de operación real (Figura 1E y 2E), donde estas rectas cortan la curva de carga nominal. De acuerdo con la descripción que se ha hecho, los puntos 654321 y ,,,, PPPPPP serán utilizados más adelante para representar la curva dinámica P-Q en tiempo real, por medio del CIMPLICITY (Capitulo 6). Los puntos 52 y PP se encuentran por construcción. Para representar las características del limitador y la protección en la curva P-Q se deben expresar los puntos sobre los ejes de MVAR y MW en por unidad (Tabla 16). Tabla 16. Limitador de Subexcitación y protección Pérdida de Excitación centrales La Guaca y El Paraíso

Limitador de Subexcitación (UEL) Protección Pérdida de Excitación ( Relé 40) CENTRAL

MW p.u. MVAR p.u. MW p.u. MVAR p.u.

GUACA* 158.78 1.38 -37.35 -0.33 166.86 1.45 -46.78 -0.4

PARAÍSO** 150.35 1.5 -33.75 -0.33 159.68 1.59 -42.25 -0.42

* Su base es 115 MVA ** Su base es 100 MVA Los límites de subexcitación y la característica de tiempo inverso de la protección de pérdida de campo, son muy conservadores comparados con los límites de estabilidad estática y protección por calentamiento para el área de subexcitación encontrados en la curva de cargabilidad P-Q para características nominales.



La determinación de las inflexibilidades relacionadas con la curva de carga nominal y curva de operación real se representan en la Figura 1E y 2E, de la lista de figuras especiales para los generadores de las centrales La Guaca y El Paraíso, respectivamente. Finalmente, los datos expuestos en este capitulo, son lecturas tomadas en los equipos de medida al lado 13.8 KV. La medida de potencia activa se tomo en los medidores de potencia digitales en 230 KV, tableros PA62 en Paraíso y PA64 en Guaca, los reactivos, la corriente de armadura ó estatórica, la corriente de campo y el voltaje de excitación en los medidores análogos en 13.8 KV, ubicados en el centro de control en los tableros KA2, KA3 y KA4 de cada una de las plantas. Las tablas 17 y 18 muestran la diferencia entre las lecturas tomadas al lado de 13.8 KV y las tomadas para el lado de 230 KV, que corresponden a señales digitales de medida que se muestran en un mímico dentro del centro de control de la central la Guaca. También se muestra el dato tomado en los medidores digitales al lado de 13.8 KV, tableros PA62 y PA64, utilizados como referencia en este estudio. Tabla 17. Tabla comparativa de los equipos de medida asociados a las unidades de la central La Guaca

CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA GUAGA

Nivel de Tensión Parámetro Leído U1 U2 U3

Voltaje de línea (Va) KV 217.04 218.11 218.11

Corriente de Línea (Ia) A 279.12 276 276.4

Potencia activa en MW -106.38 -104.79 -104.52 230 KV

Potencia reactiva en MVAR -7.29 -10.33 -7.55


Corriente de Línea (Ia) A 4753.2 4654.3 4667

Potencia activa en MW 112.4 110.6 111.6 13.8 KV

Potencia reactiva en MVAR 23.51 25.13 22.65

Medida de referencia Potencia Activa equipo de medida digital en 230 KV Tablero PA64 107.2 MW 105.9 MW 105.7 MW

Medida de referencia Potencia Reactiva equipo de medida análogo en 13.8 KV Tableros KA2, KA3, KA4

20 MVAR 16 MVAR 23 MVAR

Medida de Potencia Activa en equipo de medida análogo en 13.8 KV Tableros KA2, KA3, KA4

111 MW 106 MW 107 MW

Nota: El signo (-) es la convención adoptada para indicar que la potencia activa y reactiva están siendo entregadas al sistema por las unidades. Con estas tablas se puede observar que en las terminales de las máquinas, es decir, al lado de 13.8 kV, la potencia activa es mayor a la potencia activa en el lado de 230 KV, lo cual indica que el transformador hace parte de la carga conectada a la máquina. Mientras que la potencia reactiva en las terminales de la máquina, lado de 13.8 KV, es menor que la potencia reactiva al lado de 230 kV, permitiendo deducir que el transformador de potencia esta absorbiendo reactivos en su circuito magnético.



Tabla 18. Tabla comparativa de los equipos de medida asociados a las unidades de la central El Paraíso


Nivel de Tensión Parámetro Leído U1 U2 U3


Corriente de Línea (Ia) A 234.6 235.6 240.8

Potencia activa en MW -89.7 90.3 -92 230 KV

Potencia reactiva en MVAR -2.1 -7.3 2


Corriente de Línea (Ia) A 3908 40.25 4066

Potencia activa en MW 91.3 95.7 96.7 13.8 KV

Potencia reactiva en MVAR 10 20.4 14.9

Medida de referencia Potencia Activa equipo de medida digital en 230 KV Tablero PA62 90.1 90.7 92.6

Medida de referencia Potencia Reactiva equipo de medida análogo en 13.8 KV Tableros KA2, KA3, KA4

10 18 12

Medida de Potencia Activa en equipo de medida análogo en 13.8 KV Tableros KA2, KA3, KA4

90 93 93

Nota: El signo (-) es la convención adoptada para indicar que la potencia activa y reactiva están siendo entregadas al sistema por las unidades.



6. DESARROLLO DE LA INTERFASE DINÁMICA Para el personal de operación es importan tener una visualización de las curvas de carga asociadas a las unidades, en la cual se pueda observar el área de operación segura y confiable en trabajo continuo. La ventaja de dinamizar la curva de operación bajo el CIMPLICITY, permite revisar de forma rápida los límites de operación, líneas P1-P2, P2-P3, P3-P4, P4-P5, P5-P6 y P6-P1 (figura 37) cuando las unidades estén trabajando cerca de estos. Para la elaboración de una interfase dinámica en tiempo real, de la curva P-Q de un generador sincrónico, utilizando el CIMPLICITY HMI 4.0, marca registrada por GE Fanuc Automation North America, Inc, es necesario adquirir las señales de potencia activa y reactiva por medio de un PLC (Controlador Lógico Programable); SERIES 90-70 de GE Fanuc Automación. El CIMPLICITY HMI es una Interfase Máquina-Hombre que por medio de un mando de supervisión totalmente conectado una red de computadoras, utilizando el sistema SCADA, puede hacer adquisición de los datos. La capacidad de este software permite lograr niveles de integración que virtualmente eliminan la configuración redundante dentro de una red. Permite que se haga una colección y distribución de datos en sus diferentes opciones de trabajo. Los supervisores de las interfaces creadas, se conectan al servidor y tienen el acceso completo a los datos reunidos en forma de registros y pueden controlar las acciones en tiempo real de las variables basadas en las operaciones lógicas que previamente han sido desarrolladas en un PLC. Puede conectarse en forma fácil a una red de computadoras dos servidores; para que el supervisor (hombre) pueda compartir los datos sin la necesidad de reproducir su banco de datos de un servidor a otro. Por ejemplo, se configuran una vez y sólo una vez los puntos en un servidor, luego puede desarrollarse y observarse la interfase en dos pantallas, haciendo solo una copia de la colección de datos que se haya creado, permitiendo acceder por cualquier otro CIMPLICITY HMI que se despliegue en la red o en cualquier otro sistema. Se pueden coleccionar cierto número de datos, por ejemplo, 75, 150, 300, 700, o un número ilimitado de puntos en el dispositivo. Figura 34. Modo disposición y conexión de una interfase hombre-máquina, utilizando CIMPLICITY HMI 4.0.



Las señales de potencia activa (MW) y potencia reactiva (MVAR), de los generadores de las centrales Guaca – Paraíso; se adquieren de los trasductores de medida de MW y MVAR conectados en lado de 230 KV. Los elementos necesarios para la obtención de estas señales son, transformadores de corriente (CT´s), transformadores de potencial (PT´s), transductores de medida, módulos de entrada de señales análogas y un servidor. Estos están dispuestos como se muestra en el Anexo 10, dentro de sus respectivos circuitos de conexión. Como se ve en el los circuitos de conexión, hacia los transductores van las señales de los CT´s con relación de transformación de 400/ 5 A y de los PT´s con relación de transformación de 13.8/0.120 KV. El transductor realiza internamente la operación de las señales de medida de MW y MVAR para traducirlas en señales análogas de 0 a 5 mA de corriente continua en la salida. Las señales análogas pasan por un modulo de 4 entradas para señales análogas (Genios), luego son llevadas modulo (Slot) GBC (Genios Bus Controller) del PLC. Utilizando el lenguaje propio del PLC (diagrama de escaleras) se desarrollan las operaciones lógicas que permiten representar en tiempo real la curva P-Q de operación resultado de este estudio, dibujada en el WORKBRENCH del CIMPLICITY. 6.1. METODOLOGÍA En las centrales Guaca – Paraíso, existe una interfase dinámica creada en CIMPLICITY que tiene registros de señales de potencia activa por cada unidad, frecuencia, una tendencia de frecuencia-potencia, además de otros registros como vibraciones y control de temperaturas para los diferentes componentes del generador. En la actualidad al PLC están conectadas por medio del módulo de entrada (Genius), las señales de potencia activa (MW), pero aún no existen las señales de potencia reactiva (MVAR), las cuales son necesarias para el desarrollo de la curva P-Q; esto debido a que la el módulo de entrada de señales análogas tiene las 4 entradas ya utilizadas por las señales de los MW de cada unidad y la frecuencia del sistema. El alcance de este capítulo es dejar la representación de la curvas P-Q de operación, por cada unidad y sobre estas dinamizar los puntos de mayor importancia para la operación de las unidades de la central El Paraíso. Con la ayuda WORKBRENCH del CIMPLICITY, se crea un nuevo escreen (figura 35) al cual se le da un nombre para; apareciendo un cuadro de dialogo con el nombre de Cim -Edit,. Este escreen tiene una grilla a la que se le debe especificar una escala dada en unidades, por ejemplo entre punto y punto, 5 pts horizontalmente y 5 pts. Verticalmente, con el fin de tener una referencia y determinar la escala de la curva P-Q de operación, en megavatios y megavoltamperios. • Con la herramienta del Cim-Edit de línea, polilínea, texto, botón y object explorer (figura 36), se

representa la curva de operación, pasando los valores en p.u. encontrados en las curvas de recuperación de los 20 MW, de las listas de figuras especiales, figura 1G (anexo 11), los puntos (P1, P2, P3, P4, P5 y P6).

Los valores en p.u. se deben pasar a megavatios y megavoltamperes, con el fin de que el operador de las unidades pueda revisar de forma rápida y sencilla la curva de carga P-Q.



Figura 35. Especificaciones de la grilla para el CIM – Edit.

Figura 36. Herramientas de dibujo utilizadas en el Cim – Edit y herramientas para captura de registros.



Se traza los ejes ortogonales de potencia activa en MW y potencia reactiva en MVAR, luego se dibuja las líneas entre cada punto (P1-P2, P2-P3, P3-P4, P4-P5 y P5-P6), correspondiendo a los límites de operación real (figura 37) • De acuerdo con la anterior metodología, se realiza la representación de las otras unidades.

La presentación de la curva además tendrá un registro en tiempo real de los MW y MVAR en tiempo real los de la operación por cada unidad, como se muestra en las figuras 39, 40 y 41. Para ligar una señal a un registro en tiempo real se llama la herramienta Object Explorer, hasta encontrar una ayuda prediseñada que pueda mostrar el valor en números del registro; se selecciona el objeto herramienta para el registro y se da clic derecho para establecer sus propiedades. Se crea un procedimiento nuevo, se liga con el screen ya creado y finalmente se liga con un evento, que sería la entrada análoga de los MW, memoria guardada en el PLC y que corresponde a un punto creado en el CIMPLICITY, figura 38.

Figura 37. Cuadro de dialogo del Edit del screen de la curva P-Q de operación real de la unidad 1 de Paraíso, en donde se haN dibujado por medio de herramientas la curva y se han determinado los puntos de operación P1, P2, P3, P4, P5 Y P6.

. La figura 37 es el Cim-Edit de la curva de carga P-Q de la unidad 1 de Paraíso, con base en está, se determinaron los puntos P1, P2, P3, P4, P5 y P6, que son los más relevantes dentro de los límites encontrados en operación real. En la curva mostrada en las figura 37, se puede ver que las líneas entre los puntos P1, P2, P3, P4, P5 y P6, determinan los límites de operación real. Cada línea corresponde a una memoria en el PLC, que por medio de operaciones lógicas (comparadores), permiten representar en tiempo real esta curva, utilizando los siguientes valores:

P3

P2

P1 P6

P5

P4



Figura 38. Cuadro de dialogo que permite hacer la selección de las propiedades de los objetos o herramientas prediseñadas del CIMPLICITY, que permiten activar los registros de potencia activa y potencia reactiva en tiempo real.

Línea 21 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW36;34 , para valores de potencia reactiva

( )[ ][ ]MVAR28;0 − Línea 32 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW36;34 , para valores de potencia reactiva

[ ][ ]MVAR66;0 Línea 43 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW92;36 , para valores de potencia reactiva

[ ][ ]MVAR28;66 , aquí se representa un ancho de área dentro de la curva. Línea 54 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW92;90 , para valores de potencia reactiva

[ ][ ]MVAR0;28



Línea 65 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW92;90 , para valores de potencia reactiva

[ ][ ]MVAR16;0 − Línea 16 PP − , para valores de Potencia Activa[ ][ ]MW36;92 , para valores de potencia reactiva

[ ][ ]MVAR16;28 −− , aquí se representa un ancho de área dentro de la curva. Finalmente estas líneas deben crearse como un punto dentro del CIMPLICITY, para ligar las memorias con estos puntos. Las figuras 39, 40 y 41, muestran las curvas de operación real de las unidades de la central El Paraíso, que pueden ser visualizadas por el operador en el centro de control por medio de un computador que permite hacer la interfase. Es importante indicar que la curva de operación de todas las tres unidades de Paraíso mostraron un resultado relativamente igual. Para mayor facilidad estas curvas se encuentran dentro de un proyecto ya creado bajo CIMPLICITY, el cual tiene un menú principal en donde se encuentra un botón denominado “Cuvas P-Q”, se hace clic sobre este para ir hacia los screen de cada unidad. Así mismo, de la curva de carga P-Q del generador de la unidad 1 se puede ir con el botón que sugiere ir a ”SIGUIENTE” a la curva P-Q de la unidad 2 y de esta a la curva P-Q de la unidad 3. Siempre que aparezca el botón que sugiere ir a “MENU” irá a la pantalla llamada MENU PRINCIPAL, figura 44. .



Figura 30. Curva P-Q de operación Unidad 1, que puede ser visualizada por el operador en tiempo real. Muestra además un registro de la potencia activa y reactiva generada por la máquina en el momento de hacer la visualización..

Figura 31. Curva P-Q de operación Unidad 2, que puede ser visualizada por el operador en tiempo real. . Muestra además un registro de la potencia activa y reactiva generada por la máquina en el momento de hacer la visualización.



Figura 32. Curva P-Q de operación Unidad 3, que puede ser visualizada por el operador en tiempo real. Muestra además un registro de la potencia activa y reactiva generada por la máquina en el momento de hacer la visualización.

Figura 33. Está es la pantalla principal de la interfase dinámica de los generadores de Paraíso, mediante el CIMPLICITY; se llama Menú Principal. Aquí se encuentra un botón denominado CURVAS P-Q, que lleva al operador a revisar las curvas de operación real por cada unidad.



7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1. La metodología encontrada dentro de este estudio para determinar la curva de cargabilidad P-Q de un generador es práctica y proporciona de forma satisfactoria la obtención de los límites relacionados con las mismas, así como la explicación de cada uno de los parámetros que afectan dichas curvas. Lo anterior se infiere con el desarrollo de un ejemplo real para determinar las curvas de cargabilidad P-Q de las centrales hidroeléctricas La Guaca y El Paraíso. Las curvas de cargabilidad encontradas para las unidades asociadas a estas plantas se compararon con la curva propuesta por el fabricante para el 100% y 115 % de la carga, dando valores de corriente de campo y corriente de armadura a potencia y factor de potencia nominal iguales a los garantizados. 2. La manera para establecer las inflexibilidades asociadas a una unidad generadora, como se expuso dentro de este estudio, permite examinar la operación real de las unidades. La comparación de la curva de cargabilidad P-Q con características nominales y la curva de operación real, permiten fijar las inflexibilidades de cada uno de los parámetros que afectan la curva de carga, como la máxima corriente de excitación, el límite conservador de corriente de excitación y la corriente de armadura nominal. Estos límites establecen la potencia activa y reactiva que las unidades exportarían o importarían al sistema. 3. Dentro del estudio se pudo observar que efectivamente las unidades de las plantas La Guaca y el Paraíso han operado bajo trabajo continuo, manteniendo corrientes estatóricas y de excitación dentro de límites conservadores que son menores a los límites garantizados por el fabricante. 4. Es importarte aclarar que este estudio se encaminó a la obtención de la curva de cargabilidad P-Q de un generador sincrónico para fijar la potencia activa y reactiva en sus terminales, cuando estos operan en condiciones nominales de carga, con corriente de armadura o estatórica, corriente de excitación, voltaje en terminales, factor de potencia y frecuencia garantizados por el fabricante. Es importante anotar que todos los datos anotados en este estudio se tomaron de los equipos de medida asociados al lado de 13.8 KV (revisar tablas 17 y 18, capitulo 5, paginas 75 y 76). Del análisis de los datos obtenidos se hacen las siguientes reflexiones: en los equipos de medida análogos situados en los tableros KA2, KA3, KA4, se observa un valor de potencia activa mayor al real generado, en atención a que las unidades en el momento de hacer este análisis, operaban con corriente de armadura nominal y factor de potencia nominal. Se recomienda revisar los instrumentos de medida, su circuito asociado, las curvas de saturación de los transformadores de corriente (CT´s) y la relación de transformación de los transformadores de potencial (PT´s). Para el caso de las lecturas en 13.8 kV de la potencia reactiva (MVAR), se observó el mismo fenómeno que en las lecturas de potencia activa, por consiguiente se recomienda revisar además de los equipos de medida, CT´s y PT´s, la polaridad de las señales de tensión y corriente. Una vez que se tenga la medida corregida de la potencia reactiva, se debe proceder a calcular la pérdida real de MVAR en los bancos de transformación.



Como valores de referencia de medida de potencia activa se tomaron las lecturas de los equipos de medida digitales, situados en los tableros PA62 en Paraíso y PA64 en Guaca, que es la potencia activa que el operador controla por cada unidad. Cuando sea necesario evaluar la curva de cargabilidad P-Q asociada a cada unidad generadora, se deben tener en cuenta la medida de potencia activa y reactiva en la frontera, es decir, al lado de 230 KV, revisando que al lado de 13.8 KV los generadores estén trabajando dentro de los límites permitidos por la curva de cargabilidad. Los datos al lado de 13.8 kV, indican que la potencia activa del generador es igual o aproximadamente mayor entre 2 y 5 MW a la potencia nominal, ya que el transformador de potencia hace parte de la carga conectada a las terminales del generador, mientras que en la frontera comercial, la lado de 230 kV, se observan datos de potencia activa similares a los que el operador está controlando por cada unidad. Los datos de potencia reactiva en la frontera, al lado de 230 KV, indican que los reactivos generados en los terminales de la máquina se reducen en una proporción aproximadamente igual a la mitad, debido a que el transformador de potencia los absorbe dentro de su circuito magnético. Para determinar la pérdida exacta de MVAR, se recomienda proceder de acuerdo a las recomendaciones anteriores. 5. En cuanto a los limitadores asociados a las unidades se deben evaluar las características de los límites de sobrecorriente (OEL) de los reguladores manuales de voltaje (D-AVR) para la Unidad 1 en Guaca y la Unidad 3 en Paraíso. Los limitadores de sobrecorriente (OEL) asociados al los reguladores de voltaje automáticos (AVR) para las centrales La Guaca y El Paraíso, se deben revisar y hacer las pruebas adecuadas para determinar con exactitud la calibración de estos límites, ya que para efectos de este estudio se tomó la característica de tiempo inverso del detector de sobrecorriente (OED) y se hallo únicamente la constante de proporcionalidad del lazo de control asociado a este limitador, lo que indica que este límite se represento dentro de la curva de cargabilidad, arco nombrado como OEL, figuras 1G y 2G, de la lista de figuras especiales, a un valor que se considera es muy alto. 6. Los límites por subexcitación (UEL) y las protecciones por pérdida de excitación asociados a los generadores de las centrales La Guaca y El Paraíso, son muy conservadores, ya que los límites por calentamiento en cada unidad, recta FG y los límites de estabilidad estática o permanente, arco HI, se encuentran más abajo sobre el área de subexcitación, que estos; es decir, que la máquina bajo operación de condensador sincrónico subexcitado se verá limitada a estos valores, recomendando en estas condiciones de operación un valor igual a la relación de corto circuito o al

valor de duX

1. Sin embargo los valores representados en las curvas P-Q por medio de las rectas

FG y el arco HI, son los límites recomendados cuando se presente una contingencia donde se requiera que las máquinas operen dentro de la zona de subexcitación; estos evitan el incremento de las corrientes de Eddy que causan las elevaciones de temperatura en el cuerpo del rotor, en las cuñas y en los anillos de retención de una máquina y la pérdida de sincronismo de la misma. Es importante saber que las características de los reguladores automáticos de voltaje (AVR) asociados a las unidades de Guaca-Paraíso, tienen una característica de regulación entre el -20% del valor nominal de la máquina y el 10% de este mismo voltaje en terminales. 7. La recuperación de los 20 MW de PAGUA, se describe en el anexo 11. Debido al aumento de carga, se observo en las curvas relacionadas con la recuperación, figuras 1G y 2G, de la lista de figuras especiales, que la potencia activa será la potencia máxima alcanzada por el grupo



Generador-Turbina, lo que indica que la máquina tendrá un aumento en sus características nominales, como en la corriente de armadura y en la corriente de excitación y su curva de operación estará dentro de la curva del 100% de la carga y el 115% de la carga. Durante las pruebas a 590 MW se observó que el límite de corriente de armadura en ningún momento sobrepaso su valor nominal, lo anterior hace que se conserve la vida útil de la máquina. Se recomienda hacer un estudio de los limitadores de excitación y coordinar de acuerdo a este estudio, las protecciones asociadas a estos limitadores, ya que han cambiado todas las características de operación normal por las de recuperación. 8. Para el caso de la recuperación de los 20 MW, las máquinas de La Guaca y El Paraíso son capaces de funcionar dentro del área de 100% y 115 % de la carga para entregar la máxima potencia activa del grupo generador-turbina, sin embargo se pueden presentar sobreelevaciones de temperatura mayores a los límites que fijan la normas para el 100% de la carga, según la clase de aislamiento. La temperatura ambiente es el factor limitante para establecer los verdaderos aumentos de temperatura para cada componente que debe ser controlado en la máquina. La temperatura para controlar las sobretemperaturas en los metales (cojinetes) es la del agua de entrada del circuito de refrigeración. La temperatura ambiente para devanados (estator – rotor), es la temperatura máxima de aire de radiadores. Con lo anterior podemos deducir que entre mejor y más eficiente sea el sistema de refrigeración mayor será la potencia que las unidades puedan entregar, sin problemas de sobretemperatura y se aconseja que los radiadores estén siempre en condiciones optimas de limpieza. Es bueno que para el grupo generador PAGUA, se tengan las siguientes consideraciones: • La temperatura ambiente no deberá ser mayor de 40ºC. Las temperaturas máximas en

radiadores alcanzadas durante las pruebas de 590 MW son 42ºC en la unidad 3 de la central el Paraíso y 40ºC en las unidades 1 y 2 de La Guaca. Se recomienda que las condiciones atmosféricas de humedad y el polvo no invadan la ventilación.

• Se define que la elevación de temperatura para el 100% de la carga es igual a 100ºC sobre la

temperatura ambiente de 40ºC para el aislamiento clase B garantizado por el fabricante. Las temperaturas alcanzadas para el lugar más caliente en las unidades fue de 96ºC en la central La Guaca y 99ºC en la central El Paraíso, en sus devanados estatóricos respectivamente. Estas temperaturas están registradas por medio de las RTD´s que están en el centro del devanado, lo que significa que la temperatura puede ser un promedio. La temperatura alcanzada en los devanados de la unidad 2 de El Paraíso, se debe a que no funciona si una sola RTD. Estas temperaturas son estables y aceptables para el 101.7% de la carga que equivale a 590 MW para PAGUA.

• Las temperaturas en los devanados y aceites del transformador de potencia, son muy estables

y están dentro de los límites de temperatura garantizados por el fabricante. Sin embargo se recomienda hacer la calibración de los medidores de temperatura locales, ya que las medidas de temperatura de devanados están por encima de 10ºC para la central El paraíso.



Las lecturas en los medidores remotos son más confiables, ya que fueron revisadas desde la RTD de los transformadores.

• Las temperaturas en cojinetes son seguras, pero pueden aumentar dependiendo de la temperatura ambiente y de la eficiencia del circuito de refrigeración

• La reducción o la prolongación de la vida útil de las máquinas, dependen de la temperatura

para el lugar más caliente. La máxima temperatura para el lugar más caliente ha sido 96ºC y 99ºC respectivamente para los devanados estatóricos de las centrales La Guaca y El Paraíso, con las cuales se revisa lo indicado en la figura 2 del anexo 11, indicando que la vida útil está entre 30 y 40 años de servicio.

Anexo 1. Prueba de Eficiencia realizadas durante la puesta en servicio por los fabricantes (Overstroke) para las Turbinas de la Central Guaca

Punto de medida con 2 agujas


Nota: 91,5% eficiencia de operación normal y 91,4% eficiencia de recuperación.

107

H = 1015 m Velocidad = 514 r.p.m.

CENTRAL HIDROELECTRICA GUACA

POTENCIA DE DISEÑO 108.5 MW Fecha: 06-12 -86

PRUEBA DE PUESTA EN SERVICIO

EFICIENCIA DE LA TURBINA

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

Potencia Entregada

Efic

ienc

ia e

n %

Potencia mínima con 4 Agujas

Potencia máxima con 4 agujas

91.5%

91.3%

Anexo 2. Prueba de Eficiencia realizadas durante la puesta en servicio por el fabricante (Overstroke) de la Turbinas de la Central El Paraíso



Nota: 91,1% eficiencia de operación normal y 91% eficiencia de recuperación.

108

CENTRAL HIDROELECTRICA EL PARAÍSO

PRUEBA DE PUESTA EN SERVICIO

EFICIENCIA DE LA TURBINA

H = 865 m Velocidad = 514 r.p.m. POTENCIA DE DISEÑO 92 MW Fecha: 05 -12 -86

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

Potencia Entregada

Efic

ienc

ia e

n % 91.1%

91%

Anexo 4. Curvas de Vació y Cortocircuito realizadas en pruebas de fabrica (TOSHIBA) para la Unidad 2 de la Central Hidroeléctrica La Guaca

If (A) 0,0 117,0 180,0 280,5 388,5 480,0 540,0 600,0 630,0 738,0 859,5 1.018,5Va (V) 174 3252 4896 7500 10080 11952 12972 13872 14280 15492 16404 17208

If (A) 105,0 172,5 280,5 348,0 420,0 487,5 562,5 594,0 643,5Ia (A) 948 1500 2400 2988 3600 4188 4812 5076 5508

Fecha: 24-Octubre-1984

* 521 A corriente de campo para determianr la reactancia sincrónica no saturada sobre la líea de entrehieero* 594 A corriente de campo para determinar la reactacnia sincrónica saturada sobre la curva de vació* 564 A corriente de campo necesaria para obtener la corriente de carga nominal de la máquina

110

UNIDAD 2115 MVA

OC

CS

CC

CENTRAL HIDROELECTRICA LA GUACACARACTERISTICAS DE CIRCUITO ABIERTO Y CORTOCIRCUITO

CARACTERISTICAS DE CIRCUITO ABIERTO Y CORTOCIRCUITO

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Corriente de Campo If (A)

Vol

taje

en

Term

inal

es V

a (V

)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Cor

rien

te d

e A

rmad

ura

(A)521 A

13800 V594 A

564 A

4811 A

Anexo 5. Curvas de Vació y Cortocircuito realizadas en pruebas de fabrica (TOSHIBA) para la Unidad 3 de la Central Hidroeléctrica La Guaca

If (A) 0,0 109,5 181,5 282,0 360,0 481,5 537,0 586,5 637,5 732,0 840,0 990,0Va (V) 189 3084 5028 7608 9456 11964 12924 13668 14376 15372 16236 17256

If (A) 0,0 114,0 204,0 289,0 348,0 427,0 499,0 569,0 602,0 653,0Ia (A) 0 996 1740 2466 2958 3612 4236 4818 5106 5520

Fecha:17-Mayo-1980


111

OC

CS

CC


UNIDAD 3115 MVA


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100


Vol

taje

en

Term

inal

es V

a (V

)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

522 A

600 A

570 A

13800 V

4811 A

Anexo 6. Curva de Vació y Corto Circuito realizadas en pruebas de fabrica (TOSHIBA) para la Unidad 1 de la Central Hidroeléctrica El Paraíso

If 0,0 109,5 181,5 282,0 360,0 481,5 537,0 586,5 637,5 732,0 840,0 990,0Va 189 3084 5028 7608 9456 11964 12924 13668 14376 15372 16236 17256

If 102,0 169,5 285,0 349,5 405,0 484,5 564,0 616,5 642,0Ia 936 1500 2460 3012 3480 4140 4812 5244 5472

Fecha:26 - Octubre- 1984


112

OC

CS

CC

UNIDAD 1115 MVA



0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 200 400 600 800 1000 1200


Vo

ltaj

e en

Ter

min

ales

Va

(V)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Cor

rien

te d

e A

rmad

ura

(A)

13800 V

521 A

596 A

4811 A

565 A

Anexo 7. Curva de Vació y Corto Circuito realizadas en pruebas de fabrica (TOSHIBA) para la Unidad 2 de la Central Hidroeléctrica El Paraíso

If (A) 0,0 102,0 180,0 279,0 373,9 468,0 544,5 580,5 630,0 733,5 904,5 966,0Va (V) 176 2916 5004 7668 9912 11748 13260 13692 14328 15468 16740 17184

If (A) 106,5 199,5 285,0 349,5 348,0 490,5 523,5 564,0Ia (A) 972 1740 2472 3024 3768 4212 4500 4824

Fecha: 4-Diciembre-1984


113

UNIDAD 2100 MVA

OC

CS

CC

CENTRAL HIDROELECTRICA EL PARAISOCARACTERISTICAS DE CIRCUITO ABIERTO Y CORTOCIRCUITO


02000400060008000

1000012000140001600018000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100


Vol

taje

en

Term

inal

es V

a (V

)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Cor

rien

te d

e A

rmad

ura

(A)

513 A

13800 V592 A

488 A

4184 A

Anexo 8. Curvas de Vació y Cortocircuito realizadas en pruebas de fabrica (TOSHIBA) para la Unidad 3 de la Central Hidroeléctrica El Paraíso

If (A) 0,0 108,0 181,5 274,5 360,0 463,5 523,5 597,0 648,0 754,5 855,0 1.005,0Va (V) 170 3012 4980 7416 9432 11556 13020 13800 14556 15612 16368 17208

If (A) 0,0 105,0 199,5 262,5 349,5 390,0 444,0 490,5 528,0 568,5Ia (A) 0 948 1728 2508 3012 3312 3780 4188 4512 4848

Fecha:28 - Noviembre -1984


OC

CS

CC

CENTRAL HIDROELECTRICA EL PARAISO

114

CARACTERISTICAS DE CIRCUITO ABIERTO Y CORTOCIRCUITOUNIDAD 3100 MVA


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100


Vol

taje

en

Term

inal

es V

a (V

)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

515 A

592 A

490A

13800 V

4184 A

115

ANEXO 9

CARACTERÍSTICAS DE LOS LMITADORES DE SOBREEXCITACIÓN (OEL), LIMITADORES DESUBEXCITACIÓN (UEL) Y DETECTORES ASOCIADOS DE SOBREEXCITACIÓN Y

SUBEXCITACIÓN (UEP40)

El anexo incluye el INFORME DE PRUEBAS SISTEMA DE EXCITACIÓN, La 1ª prueba limitadorde baja excitación y detector UEP40 Unidad 2 El Paraíso, 2ª prueba limitador de baja excitación ydetector UEP40 Unidades de La Guaca y Características de tiempo inverso del detector desobreexcitación.

Este anexo permite observar la calibración de los limitadores y la característica de operación de losdetectores asociados con estos.

En la actualidad existen estás calibraciones para los limitadores de subexcitación, por estosmotivos se colocó dentro de este anexo, las pruebas realizadas en la Unidad 2 de Paraíso, ya quelas otras dos unidades tienen las mismas características; lo mismo para las unidades de Guaca.

La característica de tiempo inverso para el detector de sobrexcitación es la misma para lasunidades de La Guaca y El paraíso.

INFORME PRUEBAS DE EXCITACIÓN UNIDADES DE LA GUACA

2. PRUEBA LIMITADOR DE BAJA EXCITACIÓN Y DETECTOR UEP40

Figura 2. Características del UEL y UEP40

117

INFORME DE PRUEBA LIMITADOR DE BAJA EXCITACIÓN (UEL) Y PROTECCION UEP 40

-50,00

-45,00

-40,00

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,000,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00 180,00

Potencia Activa (MW)

Pot

enci

a R

eact

iva

(MV

AR

)

UEL UEP40

119

ANEXO 10

CIRCUITOS DE CONEXIÓN DE LOS TRASDUCTORES DE MEDIDA DE MW Y MVAR DE LAS CENTRALES LA GUACA Y EL PARAÍSO

Este anexo incluye los el circuito de los Registradores de voltaje y frecuencia de barrajes de 230 kV, plano 403-40, el circuito de Selección de voltaje de transformadores de potencial de barrajes de 203 kV, plano 403-48, el circuito de transformadores de corriente para protección y medida, plano 101-24. Se encuentra también el circuito de los trasductores de MW y MVAR, en el plano 101-216, Medida en 230 kV. Los circuitos mostrados hacen referencia a la Unidad 1 de la central El Paraíso, pero la disposición y conexión de estos es la misma para las Unidades 2 y 3.

120

ANEXO 11 RECUPERACIÓN DE LOS 20 MW DE PAGUA Existen parámetros que limitan la producción de energía eléctrica de un generador: • La potencia nominal de la fuerza mecánica primaria proporcionada • Saturación de la densidad de flujo. A medida que se incrementa la corriente de excitación del

campo, se alcanza un punto donde la densidad del flujo no aumenta más debido a la saturación del hierro en el núcleo. Lo normal es que la capacidad del generador se encuentre cerca de este punto de saturación de flujo.

• Elevación de la temperatura en el devanado y en el aislamiento debido a las pérdidas. Esto

comprende a las pérdidas debidas a la corriente de excitación en el devanado del campo, la corriente alterna en el devanado de la armadura, el circuito magnético y cualquier corriente parásita o campos magnéticos que se generen. Dichas pérdidas pueden llegar a ser del 1 al 5% o más de la cantidad de energía que se transforme

• Los limitantes por el sistema de refrigeración asociado Se llama recuperación de los 20 MW para el grupo generador PAGUA, ya que se requiere llevar a condiciones de operación, donde la potencia efectiva alcanzada por el grupo Generador-Turbina es máxima, es decir, a la potencia máxima de diseño de la turbina. Para la recuperación de los 20 MW del grupo generador Paraíso-Guaca, se utilizaron los criterios de diseño de las turbinas y los generadores garantizados por los fabricantes (Tablas 13 y 14), además, se utilizó el mismo proceso para obtener la curva de carga P-Q para las nuevas condiciones de operación. En la Tabla 1, se expone la constante de proporcionalidad que determina el aumento de carga para los generadores de las centrales la Guaca y El Paraíso, así como también, el porcentaje de aumento comparado con valores de operación normal que equivalen al 100 % de la carga. El resultado de los datos, se obtuvo realizando las siguientes relaciones, siendo K la constante de proporcionalidad

( )( )NormalOperación

aumentada totalCargaMW

MWK =

El porcentaje de aumento de carga para cada grupo generador es igual a,

[ ]( )[ ]MW NormalOperación

100% MWaumentada totalCarga%

×=Aumento

121

Tabla 1. Operación actual y operación de recuperación para el grupo generador PAGUA

CENTRAL Generación U1,U2, U3 (580MW)

Constante de proporcionalidad

con 590 MW

Constante de proporcionalidad

con 600 MW

Generación U1,U2, U3 (590 MW)

Generación U1,U2, U3 (600 MW)

GUACA 313,571 319 324

PARAISO 266,62 271 276

GENERACIÓN TOTAL 580,173

1,017 1,034 590 6004

% de Carga % de Carga

Generación c/u Unidad GUACA

104,5 101,7 103,4 106 108

Generación c/u Unidad

PARAISO 88,9 101,7 103,4 90 92

1 Generación de Guaca de las 3 unidades 2 Generación de Paraíso de las 3 unidades 3 Generación actual total PAGUA 4 Generación de recuperación total PAGUA Potencia nominal de la fuente primaria de energía mecánica. Los limites de operación por turbina (Tabla 2), se toman de la potencia de diseño propuesta por el fabricante para cada centro de generación de PAGUA, referirse a los anexos 1 y 2.

turbinagenerador

generadorgeneradorturbinagenerador P

PPP =→=

ηη (30)

[ ] MWMW

GuacaPturbina 3.109988.0

108==

[ ] MWMW

ParaísoPturbina 38.939852.0

92==

Los anteriores valores son las potencias nominales con que trabajarían las turbinas para entregarle al sistema el 108 MW por cada generador de la Central la Guaca y 92 MW por cada generador de la central El paraíso. De la tabla 2 se puede derivar que para la recuperación de los 20 MW, la eficiencia de las turbinas no se disminuye considerablemente con respecto a la eficiencia de las turbinas para la generación actual; además, se mantiene un porcentaje de sobrecarga adecuado comparado con el 10% de sobrecarga propuesto por el fabricante para periodos cortos de trabajo continuo, es decir que se esta garantizando la vida útil de las turbinas.

[ ][ ] %1.0

%2.0

=∆=∆

Paraíso

Guaca

ηη

122

Tabla 2. Potencia y eficiencia de las turbinas OVERSTROKE

Turbina Unidades Guaca Paraíso Tipo - Pelton Vertical Pelton Vertical Número álabes/cangilones rodete

- 22 22

Número de chorros/álabes directrices fijos

- 4 4

Número de rodetes - 1 1 Potencia de diseño* MW 108.5 92 Potencia nominal* MW 108 92 Potencia de recuperación* MW 109.3 93.38 % de Sobrecarga % 101.2 101.5 Eficiencia máxima** % 91.5 91.1 Eficiencia de recuperación* % 91.4 91

* Ver anexo 2 y 3 ** Eficiencia para 103.5 MW y 90.0 MW respectivamente para Guaca y Paraíso El fabricante de las turbinas garantiza una sobrecarga de 10% sobre su potencia nominal de diseño, no debe utilizarse para trabajo continuo. La potencia de recuperación por cada máquina asociada a las centrales La Guaca y El Paraíso, para un cosφ = 1, es igual a la potencia aparente de salida del generador, es decir 1.0 p.u.; al mismo tiempo la curva que representa el lugar geométrico de la potencia activa de salida del generador está dada por el fasor

..0.1 upIV aa = , siendo la potencia de recuperación igual a

[ ]..

MWMWónRecuperaci ¨

Base3

updePactiva =

φ

Para Guaca ..0.1..94.0115108

uPupMW

MW<=

Para Paraíso ..0.1..92.010092

upupMW

MW<

Esto quiere decir, que para el área B´CD´E´, sobre la curva de carga proyectada hacia la recuperación (Figuras 1F,2F,1G y 2G), el límite por potencia activa está dentro de los límites conservadores propuestos por el fabricante y los permitidos por la clase de aislamiento. Corriente de armadura y corriente de excitación. A consecuencia del aumento de potencia activa, se observa un aumento de la potencia en las turbinas, pero también, han aumentado los

123

límite por corriente en el estator, y el valor de la corriente de excitación y factor de potencia han variado, como se muestra en las Figuras 1F y 2F que representan la curva de carga P-Q para la recuperación de los 20 MW del grupo generador PAGUA. En cuanto a los límites por potencia activa mínima, límite de estabilidad, límite por subexcitación y protección de pérdida de campo continúan siendo los mismos, considerando que estos deben extenderse hacia las nuevas condiciones de operación, dentro de la curva de carga P-Q proyectada para el aumento de carga. Considerando un aumento de 103.4% (Tabla 1), el límite por corriente en el estator ya no será 1.0 p.u. debido a que la carga ha aumentado, luego tendrá el mismo porcentaje de aumento. Ahora la representación del lugar geométrico de este nuevo límite por corriente de armadura, será un arco de radio igual a 1.034 en p.u (Figuras 1F y 2F, de la lista de figuras especiales), tanto para los generadores de la central La Guaca como para los generadores de la central El Paraíso. La siguiente tabla, es el resumen de las nuevas condiciones de operación para el centro de generación PAGUA sobre la curva de carga P-Q. Tabla 3. Nuevas condiciones de operación para los generadores del centro de producción PAGUA y valores en p.u. sobre su correspondiente base.

PAGUA 600 MW (RECUPERACIÓN 20 MW) UNIDAD GUACA* PARAÍSO**

nomP [ ]MW 108 0.94 p.u. 92 0.92 p.u.

aI * [ ]A 4820 1.001 p.u. 4197 1.003 p.u.

fI ** [ ]A 948 1.58 p.u. 1030.08 1.74 p.u.

* Base 600 A ** Base 592 A Se observa entonces, que las corrientes de armadura han aumentado para valores mayores a la corriente nominal que circularía por el devano estatórico. La corriente de excitación disminuyo para los generadores de la central la Guaca, lo que significa que tiene un valor menor a l límite conservador de corriente máxima de excitación. La corriente de excitación para los generadores de la central El paraíso aumento aproximadamente 7 A y es un valor próximo al límite conservador por corriente de excitación, lo que significa que está dentro de del límite conservador y el límite por corriente de excitación máxima. El factor de potencia para la recuperación de los 20 MW de cada uno de los generadores es el siguiente,

[ ] [ ][ ] 94.0

115108

cos ==MVA

MWGUACAφ

124

[ ] [ ][ ] 92.0

10092

cos ==MVA

MWPARAÎSOφ

Finalmente se encuentran las Tablas 16 y 17 que muestran los valores encontrados en la curva de carga P-Q resultado de la recuperación de los 20 MW y los valores de la curva de operación revisada por medio de pruebas a potencia (MW) y f.p. encontrados para la recuperación. La curva de carga P-Q para las condiciones de recuperación de los 20 MW y las curvas de operación se representan en las Figuras 1G y 2G, de la lista de figuras especiales, para los generadores del centro de de producción PAGUA. Con las tablas 4 y 5 se pretende establecer las condiciones favorables de temperatura para los diferentes componentes asociados al los grupos generadores, principalmente por los aumentos en las corrientes de estator y rotor, como consecuencia de aumento en las pérdidas ( )RI 2 , por las pérdidas mecánicas causadas por la fricción en los cojinetes de la máquina y el rozamiento con el aire sobre las parte móviles. Tabla 4. Cuadro resumen de las condiciones de operación normal comparada con las condiciones de operación para la recuperación de los 20 MW, representada en la curva P – Q Central Hidroeléctrica La Guaca Figura 1 G.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA LA GUACA


Valores encontrados en la curva P-Q


operación) Unidades Valores nominales

U1 U2 U3 U1 U2 U3 U1 U2 U3

MW 103.5 103 103 103.5 108 108 108 108 108 108

MVAr 50 3 0 2 46 46 46 22 20 20

Vexc. (V) 250 145 150 150 - - - 160 170 160

Ifmáx. (A) 1050 870 900 910 969 969 969 970 970 970

Ia (KA) 4811 4600 4500 4600 4820 4820 4820 4600 4700 4700

Va (KV) 13.8 13.2 13.5 13.5 13.8 13.8 13.8 13.4 13.4 13.5

f.p. 0.9 1 1 1 0.94 0.94 0.94 0.94 0.96 0.94

Para las anteriores pruebas realizadas en los generadores de la central La Guaca y El paraíso, se llevaron las máquinas hasta un valor excitación máxima encontrado en la curva de carga de recuperación, 92 MW de recuperación y revisando que la corriente estatórica no superara el valor nominal de 4184 A. Sin embargo, se observa que para las nuevas condiciones de operación, la corriente de armadura ha aumentado (tabla 4). Por lo tanto la curva de carga de recuperación, indica que para este límite de corriente la máquina puede operar continuamente sin problemas de temperatura, ya que aún se está muy lejos de la curva de carga para el 115 %, garantizada por el fabricante.

125

Tabla 5. Cuadro resumen de las condiciones de operación normal comparada con las condiciones de operación para la recuperación de los 20 MW, representada en la curva P – Q Central Hidroeléctrica El Paraíso Figura 2G.



Valores encontrados en la curva P-Q


operación) Unidades Valores nominales

U1 U2 U3 U1 U2 U3 U1 U2 U3

MW 90 90 90 90 92 92 92 92 92 92

MVAr 30 0 0 0 42 42 42 32 30 24

Vexc. (V) 250 130 130 140 - - - 165 165 160

Ifmáx. (A) 980 810 810 820 1036 1036 1036 980 980 980

Ia (KA) 4184 4100 3900 4100 4197 4197 4197 4180 4100 4120

Va (KV) 13.8 13.3 13.3 13.5 13.8 13.8 13.8 13.6 13.5 13.5

f.p. 0.9 1 1 1 0.92 0.92 0.92 0.92 0.93 0.94

Elevación de la temperatura en el devanado y en el aislamiento. Para prevenir la falla del aislamiento por efecto de sobrecalentamiento, es necesario limitar la temperatura de aquéllos. Esto puede lograrse de modo parcial implementando la circulación de aire sobre los devanados, por tanto, la máxima temperatura del devanado limita la potencia máxima que puede suministrar la máquina continuamente. El aislamiento falla raras veces como consecuencia inmediata de una temperatura crítica; pero, el incremento de la temperatura produce un deterioro gradual haciéndolo susceptible de fallar por causas como golpes, vibraciones o esfuerzos dieléctricos. La curva de carga de los generadores de Guaca–Paraíso a potencia nominal de salida en MW de cada generador; está garantizada por los fabricantes para una temperatura de 60°C sobre la temperatura ambiente de de diseño de 40°C; como se muestra en las curvas 1E y 2E. El límite de la potencia activa en MW, puede llegar hasta un valor donde la curva de carga P-Q no sobrepase el límite por calentamiento en la armadura representado por la curva que garantiza el fabricante para un aumento del 115% de la carga y 80oC sobre la temperatura ambiente de diseño de 40oC. Para determinar la estabilización de temperaturas del grupo generador Guaca – Paraíso, se elaboro un protocolo de pruebas, con el fin de conocer las temperaturas asociadas a los diferentes componentes del conjunto Generador – Turbina. El punto de referencia para determinar los aumentos de temperatura sobre cada componente, se baso en los valores de temperaturas estabilización encontrados en las pruebas de puesta en servicio para el 100% y 115% de la carga y en los valores de operación normal, tanto para los generadores de la central La Guaca como las de la central El Paraíso (Tablas 7 y 8). Desde el mes de abril el grupo generador Guaca – Paraíso, ha mantenido un despacho máximo de 590 MW, lo que ha permitido observar la operación en estás condiciones. Para efectos de dar un resultado sobre las pruebas, se asumieron dos de estas, la primera prueba de los días 16 y 17 Mayo de 2003, con una generación máxima de 591.7 MW y cero reactivos exportados al sistema;

126

la segunda prueba del día 11 de Junio de 2003, con una generación máxima 593.2 MW y generación de potencia reactiva. El valor de la potencia reactiva generada por cada máquina, esta relacionada con las nuevas condiciones de operación de carga de recuperación, factor de potencia encontrado para la recuperación, corriente de armadura y corriente de excitación máxima (tabla 4 y 5, respectivamente para Guaca y Paraíso). Las tablas 9, 10, 11 y 12, tienen los datos de temperatura de los generadores de cada unidad de las plantas La Guaca y El Paraíso obtenidos durante las pruebas. De acuerdo a los datos obtenidos a largo de pruebas realizadas para una generación total del grupo PAGUA de 590 MW, se pudo observar el comportamiento de las temperaturas de cada uno de los componentes asociados al grupo Generador – Turbina. Estas tablas permiten comparar el dato de operación normal, el dato del valor nominal propuesto por el fabricante y el dato de prueba, mediante la columna referencia. La columna referencia coloca el dato mayor sí el dato de prueba de temperatura es mayor al nominal y al de operación normal, pero si el dato de prueba es menor que estos, coloca el valor de operación normal para poder revisar con rapidez si el dato de prueba es menor o mayor a este. Los datos de prueba que se encuentran en rojo, indican que la temperatura en el componente es mayor que la de operación normal. Además el dato de prueba puede ser mayor al valor nominal, sin embargo, este hecho no sucedió dentro de las pruebas realizadas. Las temperaturas normales de operación, se revisaron considerando los máximos valores por cada uno de los componentes asociados al generador, en cada una de las máquinas. De la misma forma, los datos de prueba que se analizaron fueron las temperaturas máximas encontradas durante las pruebas realizadas. La medida del punto más caliente, siempre se obtuvo de las RTD de los devanados estatóricos, sin embargo se tuvo la consideración de la posición de está dentro de los devanados. La temperatura más alta a lo largo de los devanados se presenta en sus extremos, debido a las perdidas por efectos de la reacción de armadura causada por la saturación en el anillo de retensión, lo que significa que la RTD hace un promedio de la temperatura en los devanados. Las RTD´s se ubican en el centro de los devanados, de las unidades de La Guaca y El Paraíso, como se muestra en la figura 1. Los devanados estatóricos tienen una longitud de 1620 mm, y las RTD´s tienen una longitud de 524 mm, distribuidas en el centro del devanado estatórico en una proporción igual a 262 mm. Estas están incrustadas dentro de las ranuras número 30, 31, 86, 87, 142 y 143. También se debe tener consideración con la temperatura en el rotor, ya que las pérdidas RI 2 , aumenta proporcionalmente con el valor de la excitación, traduciéndose en calor, que es cedido a al devanado estatórico.

127

Como no existe ningún equipo de medida para hacer el registro de temperatura en los rotores de las unidades de La Guaca y El paraíso, se utiliza la siguiente ecuación (1), para determinar de forma indirecta la temperatura alcanzada por este componente de la máquina.

5.234)5.234( 11

22 −+= T

R

RT (1)

donde:

2T = temperatura final en ºC alcanzada en el rotor.

1T = temperatura del cobre a 75 ºC

1R = resistencia del cobre corregida a 75º C , para los rotores de las unidades de La Guaca y El Paraíso es de 0.1618 O

DCf

fDC

I

VR =2 , donde fV es el voltaje de excitación y fI es la corriente de excitación medidas

cuando la temperatura en los devanados estatóricos es máxima. Con lo anterior se concluyo que la temperatura alcanzada en los rotores de la central la Guaca fue de 99.7ºC para la Unidad 2 cuando la máquina estaba generando reactivos y 97.9ºC en el rotor de la Unidad 2 de Paraíso, cuando esta máquina estaba generando reactivos. Se hace la aclaración que este es un método es indirecto para encontrar la temperatura en rotores. En cuanto a la vida útil del aislamiento, las pruebas garantizan que los aumentos de temperatura máximos han sido en los devanados estatóricos de 99 ºC para la Unidad 2 de Paraíso. Para determinar la vida útil del aislamiento clase B utilizado en los devanados estatóricos de las máquinas de Guaca-Paraíso, se revisa la figura 2, que representa la vida del aislamiento Clase B para 30 años a 100ºC. Estos devanados presentaron temperaturas en su lugar más caliente, entre 96 y 99ºC. El análisis de los datos de temperaturas encontrados durante las pruebas, mostraron que la generación sin reactivos causa en las unidades menores sobretemperaturas, es decir, existe más estabilidad, que cuando las unidades están generando reactivos. La estabilización de temperaturas se logro en cada componente de la unidad. Las figuras 3,4,5,6,7 y 8 muestran la estabilización de temperatura en devanados estatóricos para las centrales La Guaca y El Paraíso. De estás se pudo deducir que los aumentos de temperatura son significantes

128

para las horas pico y el aumento hora a hora de temperatura fue entre 1 y 2ºC por cada componente, lo que permite inferir que se mantiene el equilibrio térmico. Figura 1. Posición de la RTD´s para medida de temperatura estatórica de los generadores sincrónicos de las centrales la Guaca y El Paraíso.

* Extractada de los manuales de generador TOSHIBA1 La refrigeración durante las pruebas no fue la más adecuada, ya que en la central La Guaca continua el taponamiento en los intercambiadores de calor, lo que ocasiona aumentos de temperatura para estos periodos. En la central El Paraíso, para la mayoría de las pruebas que se realizaron, se alternaron los las paraflows con las torres de refrigeración, esto indica que el sistema de refrigeración primario no es suficiente para mantener la estabilización de las temperaturas en los diferentes componentes de las unidades. Lo anterior implica que la temperatura ambiente y las condiciones atmosféricas son factores determinantes para la operación de las unidades utilizando de forma combinada los sistemas de refrigeración. Es importante saber que un sistema de refrigeración inadecuado puede estar causada por un:

• diseño equivocado • fallo en la circulación del refrigerante • fallo en la fuente refrigerante • fallo de la energía eléctrica • fallo de la bomba • sistema de refrigeración apagado • pérdida/fuga de refrigerante • bloqueo • fallo del control automático • fallo del control manual: medición/alarma; error del operador • Agitación inadecuada (empeora la transferencia de calor) • Obstrucción interna por suciedad

1 manuales de generador sincrónico, Generator Syncrhonuos TOSHIBA, Proyecto Mesitas

129

• Ensuciamiento externo • Otras causas Con la tabla 6 se puede revisar las temperaturas a las que se deben encontrar los fluidos o medios refrigerantes para cada componente o parte de la máquina. Tabla 6. Límites para aumentos de temperatura en fluidos y medios de refrigeración para generadores de polos salientes.

130

Figura 2. Vida útil de un aislamiento clase B para 100ºC de temperatura.

* Permisible loading of generator and large motors2

2 Facilities Ingineering Branche Denver Office, Colorado Julio de 2002.

Tabla 7, Pruebas de estabilización de temperatura para la puesta en servicio de la central La Guaca

PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO LA GUACADESCRIPCIÓN VALOR NOMINAL

100% 115% 100% 115% 100% 115%

Voltaje generador Va 13,8 13,66 13,8 13,9 13,8 13,8 13,8

Corriente de línea Ig 4,811 4920 5490 4740 5300 4752 5616

Voltaje de campo Vf 250 117 205 179 210 180 216

Corriente de campo If 1050 1065 1167 1050 1200 1079 1178

Potencia Activa 103,5 103,4 118,1 103,6 117 102,24 119,37

Potencia Reactiva 50,13 50,4 57,6 47,5 55 50,11 59,04

Temperaturas (°C) Hora 13:00 16:00 09:53 14:30 14:30 18:30

1 Metal cojinete guía superior 75 80 75 49 50 49 50,5 44 47,5

2 Metal cojinete de empuje 75 80 75 65,5 65,6 60 62,8 62 67,5

3 Metal cojinete guía inferior 75 80 75 60 60 63 63,5 54 55,5

4 Aceite cojinete guía superior 60 60 36 36,4 40 40,5 32,5 32,5

5 Aceite cojinete guía inferior 60 60 48,4 49 50 51 46 46

6 Aire refrigeración radiadores (salida) 50 40 39,2 41 43,5 45 39 40,5

7 Devanado estator Fase A (1) 110 120 110/120 98 113,5 103 113,5 97 112,8

8 Devanado estator Fase A (2) 110 120 100/120 96,5 111,9 111 113,5 99 115

9 Devanado estator Fase B (1) 110 120 100/120 95 108,5 110 111,5 94 108,8

10 Devanado estator Fase B (2) 110 120 100/120 96 112,1 112 114,5 98 114,5

11 Devanado estator Fase C (1) 110 120 100/120 95 109 113 115,2 98 114,5

12 Devanado estator Fase C (2) 110 120 100/120 95 110,5 112,5 114 98 114,5

13 Estator auxiliar Fase A 100/120 48 53 50 51,5 45 45

14 Estator auxiliar Fase B 100/120 47 53 49 51,5 45 45

15 Estator auxiliar Fase C 100/120 47 53,5 49 51,5 45 45

16 Aceite transformador A 60 57,5 70 67 71 59 59,6

17 Aceite transformador B 60 58 72,7 68 70 57 66

18 Devanado Transformador A Fase A 65 78 91,5 82 91 83,5 88

19 Devanado Transformador A Fase B 65 78 93 82,5 92 82,5 89

20 Devanado Transformador A Fase C 65 74 86 83 91 82 88

21 Devanado Transformador B Fase A 65 79 95 87 92,5 73 87

22 Devanado Transformador B Fase B 65 77,5 89,5 87 92 71 86

23 Devanado Transformador B Fase C 65 78 93 86 91 72 87

24 Embobinado rotor principal 100/120 90 104,5 90 110 90 104

25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 25 27 27 29 33 27 27

26 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 296 31 31 34 36 30 30

27 Agua cojinete inferior Ent. 25 27 29 30 33 26 27

28 Agua cojinete inferior Sal. 29,6 31 31 34 36 30 31

29 Agua enfriadores aire Ent. 25 27 28,5 30,5 33 26,5 27

30 Agua enfriadores aire Sal. 29,6 32 33 35 38 31 32

31 Núcleo superior 71 77 75 83 72 77,5

32 Núcleo medio 70,5 77 76 85 73 78

33 Núcleo inferior 71 76,5 76 84 78 84,5

34 Aire caliente enfriadores Ent. 66,5 72 70 78 71,5 78

35 Ambiente exterior generador 34 34 32 34 34 33,5

36 Temperatura escobillas 77,5 80 76 79 76 76,5

37 Agua de río Ent. 18 19 19 18,5 18,5 18,5 18,5

38 Agua de río Sal. 22,2 23 23 22,5 22,5 22,5 22,5

39 Sistema de Refrigeración40 Presión41 Agua de río Ent. kg/cm2 0,6 0,6 0,6 0,6 0,8 0,8

42 Agua de río Sal. kg/cm2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,4 0,4

43 Caída de presión agua de río 0,35 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

44 Caída de presión C cerrado 0,97 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

131

EMGESA S.A. E.S.P.ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3ALARMA DISPARO

Dañ

adas

Tabla 8. Pruebas de estabilización de temperatura para la puesta en servicio de la central El Paraíso

DESCRIPCIÓN VALOR NOMINAL

100% 115% 100% 115% 100% 115%

Voltaje generador Va 13,8 13,92 13,8 13,7 13,68 13,68 13,56

Corriente de línea Ig 4184 4152 4800 4200 4140 4200 4836

Voltaje de campo Vf 250 166 177 166 181 167 180

Corriente de campo If 980 995 1032 990 1049 998 1050

Potencia Activa 90 90,86 101,95 90,86 101,7 89,7 102,2

Potencia Reactiva 50,13 43,92 48,96 43,34 49,1 45,1 48,919:30

Temperaturas (°C) Hora 17:00 19:30 15:00 19:30 15:30 19:30

1 Metal cojinete guía superior 75 80 75 49 49 45,5 47 46 46

2 Metal cojinete de empuje 75 80 75 65 65,5 62 63,5 62 62

3 Metal cojinete guía inferior 75 80 75 62 63 57 58,5 60 61

4 Aceite cojinete guía superior 60 60 35 35 32,5 34,5 31,5 31,5

5 Aceite cojinete guía inferior 60 60 47 48 45,5 46 45 45

6 Aire refrigeración radiadores (salida) 50 40 36 37 34,5 38 34 35

7 Devanado estator Fase A (1) 110 120 110/120 88 98 85 97 83,5 93

8 Devanado estator Fase A (2) 110 120 100/120 87 97,5 84,5 96,5 84,5 94,5

9 Devanado estator Fase B (1) 110 120 100/120 87 96,5 85 97 83 93

10 Devanado estator Fase B (2) 110 120 100/120 87 97 81,5 93,8 83 92,5

11 Devanado estator Fase C (1) 110 120 100/120 86 95 86 98,5 85 95

12 Devanado estator Fase C (2) 110 120 100/120 87 97 83,5 95,5 84,4 94

13 Estator auxiliar Fase A 100/120 52 52 46 46,5 47 42

14 Estator auxiliar Fase B 100/120 52 52 46,5 47,5 47 42

15 Estator auxiliar Fase C 100/120 52 52 46,5 47,5 47 42

16 Aceite transformador A 80 / 60 56 63 52,5 62 65 72,5

17 Aceite transformador B 80 / 60 55 61 68,5 69 61 74

18 Devanado Transformador A Fase A 110 115 65 76,5 87 72 85 81 91,5

19 Devanado Transformador A Fase B 110 115 65 76,5 86 70,5 83 55 60

20 Devanado Transformador A Fase C 110 115 65 76,5 88 72 85,5 84 96,5

21 Devanado Transformador B Fase A 110 115 65 74 85 90 93 78 96

22 Devanado Transformador B Fase B 110 115 65 72,5 84 59,5 64,5 62,5 63

23 Devanado Transformador B Fase C 110 115 65 73,5 85 86,5 88,5 79,5 91

24 Embobinado rotor principal 100/120 82 92 80 92 82 88

25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 20 21 21 21 21 20 20

26 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 25,5 27 27 26 26 25 25

27 Agua cojinete inferior Ent. 20 21 21 21 21 20 20

28 Agua cojinete inferior Sal. 25,5 26 26 25 26 24 24

29 Agua enfriadores aire Ent. 20 21 21 21 21 20 20

30 Agua enfriadores aire Sal. 25,5 25 25 25 26 24 25

31 Núcleo superior 65,5 67,5 66 72 65,5 68

32 Núcleo medio 66,5 69,5 66 72 66 69

33 Núcleo inferior 72 75 72 78 68 71

34 Aire caliente enfriadores Ent. 64 67 65 71,5 62 65

35 Ambiente exterior generador 29 29 29,5 29 28 28

36 Temperatura escobillas 71,5 73 74,5 74,5 74,5 75,5

37 Agua de río Ent. 17,5 17,1 17,2 17 17 17 17

38 Agua de río Sal. 20,85 21,5 21,6 21,7 22 21,5 21

39 Sistema de Refrigeración40 Presión41 Agua de río Ent. kg/cm2 0,6 0,62 0,9 1 0,85 0,7

42 Agua de río Sal. kg/cm2 0,05 0,05 0 0,1 0,04 0,04

43 Caída de presión agua de río 0,85 0,55 0,57 0,9 0,9 0,81 0,66

44 Caída de presión C cerrado 0,9 0,58 0,6 0,5 0,47 0,28 0,1

132

EMGESA S.A. E.S.P.ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3ALARMA DISPARO

PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO EL PARAISO

Dañ

adas

Tabla 9. Prueba 590 MW sin generación de reactivos Central Hidroeléctrica La Guaca, 16 y 17 de mayo de 2003

DESCRIPCIÓN

100% 115% 100% 115% 100% 115%VALOR

NOMINAL

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3Ref. Dato

PruebaRef. Dato

PruebaRef. Dato

Prueba

1 Metal cojinete guía superior 3,5 51 52 42 51 50 50 50 42 40 75

2 Metal cojinete de empuje 5,5 67 67 52 67 67 67 66 52 52 75

3 Metal cojinete guía inferior 1,5 67 68 63 67 64 68 68 63 59 75

4 Aceite cojinete guía superior 0,5 38 36 38 38 37 38 34 38 35 60

5 Aceite cojinete guía inferior 1 56 56 54 56 54 54 50 54 52 60

6 Aire refrigeración radiadores (salida) 1,8 38 39 38 38 37 38 38 38 35 40

7 Devanado estator Fase A 15,8 91 92 86 91 90 88 88 86 88 100

9 Devanado estator Fase B 14,8 89 92 86 89 88 88 88 86 92 100

11 Devanado estator Fase C 16,5 89 92 86 89 88 90 90 86 93 100

16 Aceite transformador A 12,5 62 58 62 62 62 62 62 62 58 90

17 Aceite transformador B 14,7 61 60 64 61 60 64 61 64 50 90

18 Devanado Transformador A Fase A 13,5 72 72 78 72 72 78 74 78 64 95

19 Devanado Transformador A Fase B 15 72 72 78 72 74 78 72 78 64 95

20 Devanado Transformador A Fase C 12 74 72 78 74 74 78 74 78 62 95

21 Devanado Transformador B Fase A 16 72 73 70 72 73 77 77 70 95

22 Devanado Transformador B Fase B 15 76 73 70 76 74 76 76 70 95

23 Devanado Transformador B Fase C 15 74 73 70 74 78 78 70 95

24 Embobinado rotor principal 20 76,3 76,3 76,3 76,3 71,9 90,4 90,4 76,3 80 100

25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 4 24 23 23 24 26 26 26 23 26 25

26 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 2 29 29 28 29 29 29 29 28 29 25,5

27 Agua cojinete inferior Ent. 3 21 23 23 26 26 26 26 23 26 20

28 Agua cojinete inferior Sal. 2 26 31 30 29 29 30 29 62 29 25,5

29 Agua enfriadores aire Ent. 2,5 21 23 23 26 26 26 26 23 26 20

30 Agua enfriadores aire Sal. 3 25 29 29 25 29 29 29 23 29 25,5

37 Agua de río Ent. 0 23 23 23 26 26 26 26 62 26 17,5

38 Agua de río Sal. 0 30 29 28 30 30 30 30 62 30 20,85

105 105 105

0 0 22

318,03 318,03 318,03

26 26 26

37 38 35

1 1 1

* * *79 78 78 79 76 58 70 71 67 72 75 68

120 70 120 110 50 40 140 140 90 90

* Los datos que se destacan en rojo sobrepasarón el valor normal, pero son menores a los nominales garantizados por el fabricante.Nota: tabla dinamica en Excel, para controlar las temperturas de las pruebas realizadas desde el mes de abril de 2003.

Generación máxima del grupo (MW)Temp.ambiente metales (Agua entrada)

PAGUA 600 MW

1 1,5 3,5

UNIDADADES PARAISO 101,7%

Aumento de Temperatura en °C

0,1 2,8 5,5

Vibraciones

Temp. Ambiente devanados (°T radiadores máx) Factor de potencia ( recuperación de los 20MW)ParaflowPosición de Agujas

MWMVAR

0 0,5 1,5

0,4 0,5 0

0,6 1 0

1,8 1,5 1,5

15,5 10,5 15,8

13,5 1,5 14,8

14 2,2 16,5

12,5 4 0,6

14,7 2 9

13,5 9 4,5

15 9,5 6,5

12 8 6

20 14

16 5,5 14

12 5 15

14,5

0

0

0 4

0 2

0 2 1

0 0

1 3 1

0 0

1,5 2,5

VALOROP. NORMAL

VALOROP. NORMAL

2 3 1

0

0

15 5 15

133

0,5

EMGESA S.A. E.S.P.

ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS GENERADORES GUACA

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3Valor

Máximo (aumento)

°C

VALOROP. NORMAL

PAGUA 590 MW

Tabla 10. Prueba 590 MW con generación de reactivos Central Hidroeléctrica La Guaca, 11 de junio de 2003

DESCRIPCIÓN

100% 115% 100% 115% 100% 115%VALOR

NOMINAL


PruebaRef. Dato

PruebaRef. Dato

Prueba


2 Metal cojinete de empuje 5,5 67 67 52 67 68 67 67 52 52 753 Metal cojinete guía inferior 1,5 67 68 63 67 66 68 68 63 60 75

4 Aceite cojinete guía superior 0,5 38 36 38 38 38 36 36 38 36 605 Aceite cojinete guía inferior 1 56 56 54 56 55 56 57 54 52 60


7 Devanado estator Fase A 15,8 91 92 86 91 95 92 94 86 92 100

9 Devanado estator Fase B 14,8 89 92 86 89 93 92 93 90 94 10011 Devanado estator Fase C 16,5 89 92 86 89 91 92 95 89 96 100

16 Aceite transformador A 12,5 62 58 62 62 62 58 58 62 63 9017 Aceite transformador B 14,7 61 60 64 61 60 60 58 64 56 90

18 Devanado Transformador A Fase A 13,5 72 72 78 72 73 72 70 78 71 95

19 Devanado Transformador A Fase B 15 72 72 78 72 74 72 68 78 70 9520 Devanado Transformador A Fase C 12 74 72 78 74 73 72 71 78 68 95

21 Devanado Transformador B Fase A 16 72 73 70 72 74 73 73 70 95

22 Devanado Transformador B Fase B 15 76 73 70 76 74 73 72 70 9523 Devanado Transformador B Fase C 15 74 73 70 74 73 72 70 95

24 Embobinado rotor principal 20 76,3 76,3 76,3 76,3 81,19 76,3 99,76 76,3 81,19 100

25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 4 24 23 23 24 27 23 27 23 27 2526 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 2 29 29 28 29 31 29 31 28 31 29,6

27 Agua cojinete inferior Ent. 3 21 23 23 21 37 23 27 23 27 2528 Agua cojinete inferior Sal. 2 26 31 30 26 31 98 31 62 31 29,6

29 Agua enfriadores aire Ent. 2,5 21 23 23 21 37 23 27 23 27 2530 Agua enfriadores aire Sal. 3 25 29 29 25 31 29 31 29 31 29,6

37 Agua de río Ent. 0 23 23 23 27 27 98 27 62 27 1838 Agua de río Sal. 0 30 29 28 30 30 98 31 62 31 22,2

106 106 106

22 22 22

320,26 320,26 320,26

27 27 27

40 40 37

0,96 0,96 0,94

* * *82 81 81 82 79 60 76 74 69 74 76 64

115 70 115 110 40 35 190 190 110 110

* Los datos que se destacan en rojo, sobrepasarón el valor normal pero son menores a los nominales garantizados por el fabricante.Nota: tabla dinamica en Excel, para controlar las temperturas de las pruebas realizadas desde el mes de abril de 2003.

0

0

0

0

1,5

14

6

14

0,6

9

Posición de AgujasVibraciones

PAGUA 590 MW

1

1

1

0,5

15,8

14,8

0

EMGESA S.A. E.S.P.

ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS GENERADORES GUACA

15

15

8

5,5

5

5

4

6,5

4,5

1

1,5

1

1,5

2,2

12,5

16,5

10,5

16

2

2

20

9

9,5

0

0

MW

4

2

3

0

1,5

0

0

12

15

14,5

14,7

13,5

12

14

Temp.ambiente metales (Agua entrada)

0

0

2

0

2,5

3

MVARGeneración máxima del grupo (MW)

Paraflow

0,6

1

0,1

Temp. Ambiente devanados (°T radiadores máx) Factor de potencia ( recuperación de los 20MW)

1,8

15,5

13,5

15

0

0,4


3,5

5,5

1,5

2,8

0,5

0,5

1,5

134

PAGUA 600 MW

VALOROP. NORMAL

VALOROP. NORMAL

VALOROP. NORMAL UNIDADADES

GUACA 101,7%

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3 Valor Máximo (aumento) °C

Tabla 11. Prueba 590 MW sin generación de reactivos Central Hidroeléctrica El Paraíso, 16 y 17 de mayo de 2003

DESCRIPCIÓN

100% 115% 100% 115% 100% 115%VALOR

NOMINAL


PruebaRef. Dato

PruebaRef. Dato

Prueba


2 Metal cojinete de empuje 1,5 70 74 67 70 68 74 70 67 68 75

3 Metal cojinete guía inferior 1,5 63 65 63 63 60 65 62 63 64 75

4 Aceite cojinete guía superior 2 40 40 39 40 38 40 34 39 40 60

5 Aceite cojinete guía inferior 1 54 56 54 54 54 56 56 54 55 60


7 Devanado estator Fase A 12 87 90 86 87 87 90 94 86 89 100

9 Devanado estator Fase B 12 87 90 86 87 85 90 86 87 100

11 Devanado estator Fase C 12,5 87 90 86 87 87 90 86 89 100

16 Aceite transformador A 9,5 59 54 58 59 57 54 53 58 59 90

17 Aceite transformador B 13 55 55 56 55 58 55 56 56 58 90

18 Devanado Transformador A Fase A 13 70 72 76 70 74 72 64 76 78 95

19 Devanado Transformador A Fase B 12,5 70 72 76 70 74 72 68 76 78 95

20 Devanado Transformador A Fase C 13,5 70 72 76 70 70 72 66 76 78 95

21 Devanado Transformador B Fase A 18 70 73 73 70 76 73 73 73 65 95

22 Devanado Transformador B Fase B 11,5 70 73 73 70 74 73 68 73 75 95

23 Devanado Transformador B Fase C 11,5 70 73 73 70 73 73 69 73 77 95


25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 0 23 25 23 23 21 25 24 25 25 20

26 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 0 29 29 28 29 25 29 28 29 29 25,5



29 Agua enfriadores aire Ent. 0 23 24 23 23 21 24 24 25 25 20

30 Agua enfriadores aire Sal. 1 29 30 28 29 25 30 28 29 29 25,5

37 Agua de río Ent. 0,1 23 23 23 24 24 24 24 25 25 17,5

38 Agua de río Sal. 0,3 29 29 28 29 26 29 26 29 29 20,85

90 91 92

0 0 0

273,7 273,7 273,7

24 24 25

35 39 42

0,98 0,98 1

* * *78 80 65 79 80 80 80 80 80 85 84 83

150 160 100 70 115 120 100 140 130 170 160 130


135

Vibraciones

EMGESA S.A. E.S.P.PAGUA 600 MW

ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS GENERADORES EL PARAÍSO

Temp. Ambiente devanados (°T radiadores máx) Factor de potencia ( recuperación de los 20MW)Torre refri.+ ParaflowPosición de Agujas

MWMVARGeneración máxima del grupo (MW)Temp.ambiente metales (Agua entrada)

UNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3

0

0

1

1,5

1,5

1,5

9,5

0

0,5

1

0

1

1

10

2

7

6

10,5

12

12,59

9,5

0,5

3,5

11,5

11,5

11,5

9,5

11

0

5

2

0,5

13,5

3

12

13

12,5

10

0

1

12

0,1

0,1

10

0

0

0

0

0

0

0,3

0

0

0

1

0

1

0

0

-0,5

0

0

0

0

9,5

0

1

0,5

11,5

6

10

5

12,5

18

7,5

13

10,5


PAGUA 590 MW

UNIDADADES PARAÍSO 101,7%

Valor Máximo (aumento) °C

VALOROP. NORMAL

VALOROP. NORMAL

VALOROP. NORMAL

Tabla 12. Prueba 590 MW con generación de reactivos Central Hidroeléctrica El Paraíso, 11 de Junio de 2003

DESCRIPCIÓN

100% 115% 100% 115% 100% 115%VALOR

NOMINAL


PruebaRef. Dato

PruebaRef. Dato

Prueba


2 Metal cojinete de empuje 1,5 70 74 67 70 71 74 70 67 68 753 Metal cojinete guía inferior 1,5 63 65 63 63 62 65 65 63 63 75

4 Aceite cojinete guía superior 2 40 40 39 40 42 40 36 39 40 605 Aceite cojinete guía inferior 1 54 56 54 54 54 56 57 54 55 60


7 Devanado estator Fase A 12 87 90 86 87 95 90 99 86 90 100

9 Devanado estator Fase B 12 87 90 86 87 94 90 86 88 10011 Devanado estator Fase C 12,5 87 90 86 87 95 90 86 89 100

16 Aceite transformador A 9,5 59 54 58 59 58 54 53 58 58 9017 Aceite transformador B 13 55 55 56 55 58 55 55 56 56 90

18 Devanado Transformador A Fase A 13 70 72 76 70 74 72 66 76 74 95

19 Devanado Transformador A Fase B 12,5 70 72 76 70 74 72 72 76 82 95

20 Devanado Transformador A Fase C 13,5 70 72 76 70 70 72 67 76 76 95

21 Devanado Transformador B Fase A 18 70 73 73 70 76 73 76 73 62 95

22 Devanado Transformador B Fase B 11,5 70 73 73 70 73 73 70 73 72 9523 Devanado Transformador B Fase C 11,5 70 73 73 70 74 73 71 73 74 95


25 Agua de enfriador cojinete superior Ent. 0 23 25 23 23 26 26 26 23 26 2526 Agua de enfriador cojinete superior Sal. 0 29 29 28 29 30 29 31 28 29 296



29 Agua enfriadores aire Ent. 0 23 24 23 23 26 24 26 23 26 2530 Agua enfriadores aire Sal. 1 29 30 28 29 30 31 31 28 29 29,6

37 Agua de río Ent. 0,1 23 23 23 26 26 26 26 26 26 1838 Agua de río Sal. 0,3 29 29 28 30 30 31 31 30 30 22,2

91 92 92

24 20 20

273,7 273,7 273,7

26 26 23

42 42 41

0,95 0,95 0,95

* * *80 82 65 82 80 80 85 85 85 85 86 86

115 110 120 130 80 130 120 160 170 120


136

Factor de potencia ( recuperación de los 20MW)Torre refri.+ ParaflowPosición de AgujasVibraciones

MVARGeneración máxima del grupo (MW)Temp.ambiente metales (Agua entrada)Temp. Ambiente devanados (°T radiadores máx)

0,1 0,3 -0,5

MW

0 1 1

0,1 0 0

0 1 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

10 12 6

0 0 0

11,5 5 0,5

11,5 2 11,5

11,5 13,5 12,5

11 3 18

10,5 13 10,5

9,5 12,5 5

7 9,5 7,5

6 0,5 13

9,5 12 10

9 12,5 10

1 3,5 1

10 12 9,5

0 2 0

1 0,5 0

0,5 1,5 0

1 1,5 1

PAGUA 590 MW

UNIDADADES PARAÍSO 101,7%


0 1,5 0

EMGESA S.A. E.S.P.PAGUA 600 MW

ESTABILIZACION DE TEMPERATURAS GENERADORES EL PARAÍSOUNIDAD 1 UNIDAD 2 UNIDAD 3 Valor Máximo

(aumento) °CVALOR

OP. NORMALVALOR

OP. NORMALVALOR

OP. NORMAL

Figura 3. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 1 La Guaca, 11 de Junio de 2003

Figura 4. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 2 la Guaca, 11 de junio de 2003

Figura 5. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 3 la Guaca, 11 de junio de 2003

Nota: Los registros de las figuras equivalen a los datos de temperarura alcanzados hora a hora duente la prueba a 590 MW.

137

ESTABILIZACIÓN DE TEMPERATURAS DEVANADOS DE ARMADURAUNIDAD 3 LA GUACA

939393939394949494949494949595939391898786858686

929292929292939393939393939494929290888686858686

9191919191939393939191919193939191

90898786858686

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

010 10

6

19:0

010 10

6

21:0

00 105

23:0

00 105

t (h)

Tem

pera

tura

s °

C

A B C


86 86 85 86 87 89 91 93 93 95 95 94 94 94 94 94 94 94 94 93 93 93 93 93

86 86 85 8686 8890 92 92 94 94 93 93 93 93 9393 93 93 92 92 92 92 92

88 88 87 88 8991 93 94 94 95 95 95 95 95 95 96 96 96 96

95 95 95 95 95

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

010 10

6

19:0

010 10

6

21:0

00 105

23:0

00 105

t (h)

Tem

pera

tura

s °

C

A B C


919191919193939393919191919393919190898785 868686

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

010 10

6

19:0

010 10

6

21:0

00 105

23:0

00 105

t (h)

Tem

pera

tura

s °

C

A B C

MVAR

MW

MVAR

MW

MVAR

MW

Figura 6. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 1 EL Paraíso, 11 de Junio de 2003

Figura 7. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 2 El Paraíso, 11 de junio de 2003

Figura 8. Estabilización de temperaturas devanados estatóricos Unidad 3 El Paraíso, 11 de junio de 2003

Nota: Los registros de las figuras equivalen a los datos de temperarura alcanzados hora a hora duente la prueba a 590 MW.

138


939393939394949494949494949595939391898786858686

929292929292939393939393939494929290888686858686

919191919193939393919191919393919190898786858686

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

010 10

6

19:0

010 10

6

21:0

00 105

23:0

00 105

t (h)

Tem

pera

tura

s °

C

A B C

MVARMW


939393939394949494949494949595939391898786858686

9292929292939393 939393939394949292908886 86858686

95959595959696969695959595959594949391

8988878888

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

010 10

6

19:0

010 10

6

21:0

00 105

23:0

00 105

t (h)

Tem

pera

tura

s °

C

A B C


919191919193939393919191919393919190898785 868686

0

50

100

150

200

250

300

1:00 0 73 3:00 0 99 5:00 4 105

7:00 10 105

9:00 20 105

11:0

022 10

6

13:0

022 10

6

15:0

022 10

6

17:0

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