presentacion - flujo de potencia nueva generacion nea argentino

PROYECTO FINALPROYECTO FINAL

INCORPORACIÓN DE NUEVA GENERACION EN EL INCORPORACIÓN DE NUEVA GENERACION EN EL SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓNSISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN

(Región NEA)(Región NEA)

Alumno: Darío FoscoloCoordinador: Ing Mariano SchisterProf: Ing. Carlos Santo

CONTENIDO DEL PROYECTO FINAL:CONTENIDO DEL PROYECTO FINAL:

TÓPICO N°1: Descripción de los Requerimientos Técnicos y Reglamentarios para Ingresar un Generador al Sistema

Interconectado Nacional.

TÓPICO N°2: Confección del Sistema de Potencia a Analizar.

TÓPICO N°3: Estudios de Flujos de Potencias

TÓPICO N°4: Estudios de Cortocircuito

TÓPICO N°5: Estudios de Estabilidad

Los tópicos desarrollados durante este Proyecto son los que se detallan a continuación:

El objeto del Tópico N°1 es enumerar los estudios requeridos por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) para el ingreso de nueva generación al Sistema Argentino de Interconexión, a los efectos de realizar un análisis detallado, conforme a la normativa vigente definida en “LOS PROCEDIMIENTOS” (Procedimientos Técnicos - PT N°1 y PT N°4).

Estos estudios deben verificar:

El funcionamiento estático del sistema.

Los límites de transporte de los sistemas de transmisión.

El funcionamiento ante transitorios electromecánicos y electromagnéticos ante diferentes perturbaciones y maniobras

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS Y REGLAMENTARIOS REQUERIMIENTOS TÉCNICOS Y REGLAMENTARIOS PARA EL INGRESO AL SADI.PARA EL INGRESO AL SADI.

Las reglamentaciones vigentes obligan a los Agentes del MEM mediante los estudios eléctricos, garantizar que este ingreso no producirá efectos adversos en el sistema de Interconexión y por lo tanto debe analizarse:

Si la nueva generación reduce la capacidad de transporte del sistema

Si la nueva generación produce sobretensiones, sobrecorrientes, corrientes de cortocircuito u otros efectos que puedan afectar la vida útil de los equipamientos existentes.

Si reduce la calidad de servicio del sistema existente

Si incrementa los costos de operación del sistema, es decir, si introduce restricciones que ocasionan mayores costos de operación y mantenimiento incluyendo la energía no suministrada, que los ahorros que produce su ingreso.

Si introduce perturbaciones superiores a los niveles establecidos en las normas vigentes


En los Procedimientos se definen tres etapas con diferentes requerimientos de estudios para la conexión al sistema de transporte:

1) ETAPA 1 Acceso a la capacidad de transporte y ampliaciones:

Estudios de flujos de cargas.

Cortocircuito.

Estabilidad Transitoria, con modelos estándar para los equipos a instalar y detallado para los actuales

Requerimientos del Transporte

Esta etapa es la requerida para que el ENRE pueda autorizar el acceso a la capacidad de transporte, y consiste en:

2) ETAPA 2 Diseño técnico de detalle:

En esta etapa, posterior a la aprobación del ENRE, y previa a la puesta en servicio, se deberán realizar los estudios necesarios para definir en detalle las características del equipamiento a instalar, que deberá ser aprobado por el Transportista y Los Procedimientos. En esta etapa se deben definir los requerimientos de equipamiento de control y recursos estabilizantes, así como las instalaciones de arranque en negro y formación de isla.


http://portalweb.cammesa.com/Pages/Normativa/procedimientos.aspx

3) ETAPA 3 Diseño y optimización de los sistemas de control:

En esta etapa, previa a la puesta en servicio, se realizará los estudios necesarios para ajustar y optimizar los equipamientos de control de los generadores, como por ejemplo, sistemas estabilización, características de excitación, curvas de capabilidad, sistemas de compensación, etc. Todo ello contribuye a asegurar la calidad de servicio del SADI.

Adicionalmente a los estudios detallados, deben plantearse los distintos escenarios posibles de configuración de los flujos de potencia, teniendo en cuenta cada estado particular.

Los estudios a realizar para cada una de las etapas deberán reflejar las modificaciones que la nueva generación o demanda o ampliación producen en el Sistema de Transporte en Alta Tensión, Distribución Troncal y a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte.


RESUMEN:RESUMEN:

HASTA AQUÍ HEMOS DESCRIPTO EN FORMA MUY SINTÉTICA LOS REQUERIMIENTOS TÉCNICOS NECESARIO PARA EL INGRESO DE NUEVA GENERACIÓN EN EL SADI.

EL RESTO DEL PROYECTO SE CENTRA BÁSICAMENTE EN:

LA ETAPA 1 Acceso a la capacidad de transporte y ampliaciones:

Estudios de flujos de cargas.

Cortocircuito.

Estabilidad Transitoria, con modelos estándar para los equipos a instalar.

Requerimientos del Transporte

LOS ESTUDIOS CORRESPONDIENTES A LAS ETAPAS Nº 2 Y 3, NO SE DESARROLLARON ESTE PROYECTO, DADO QUE SE REQUIERE CONOCER EN DETALLE EL EQUIPAMIENTO A INSTALAR, CON LOS DATOS REALES DE CADA EQUIPO Y GARANTIZADOS POR EL FABRICANTE, JUNTO CON LOS CERTIFICADOS DE ENSAYOS CARACTERÍSTICOS.

LA ETAPA 3 REQUIERE EL AJUSTE Y LA OPTIMIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES EN FUNCIÓN DE LOS EQUIPOS ACTUALMENTE INSTALADOS EN LA RED DE POTENCIA, Y DE LOS EQUIPO DE CONTROL DE LOS GENERADORES, COMO POR EJEMPLO: SISTEMAS DE ESTABILIZACIÓN, CARACTERÍSTICAS DE EXCITACIÓN, CURVAS DE CAPABILIDAD, SISTEMAS DE COMPENSACIÓN, ETC.


CONFECCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA A ANALIZARCONFECCIÓN DEL SISTEMA DE POTENCIA A ANALIZAR

ANALISIS DE LA REGIÓN DEL SADI DONDE SE ANALISIS DE LA REGIÓN DEL SADI DONDE SE INSTALARÁ LA NUEVA GENERACIÓN.INSTALARÁ LA NUEVA GENERACIÓN.


LA REGIÓN ELEGIDA PARA EL ESTUDIO DE LA ETAPA Nº1 FUE EL NEALA REGIÓN ELEGIDA PARA EL ESTUDIO DE LA ETAPA Nº1 FUE EL NEA

La región del NEA (Chaco y Formosa) ha sufrido en los últimos periodos de verano, reiteradas fallas (colapsos de tensión) como consecuencia de la combinación de líneas de 132 kilovoltios de gran longitud con una particular condición de carga (aires acondicionados, heladeras, bombas de agua) y bajo temperaturas extremas.

EL SIGUIENTE ES UN LISTADO DE LAS VECES EN QUE SE HA COMPROBADO COLAPSOS DE TENSIÓN EN EL INTERIOR DEL CHACO y FORMOSA

DICIEMBRE 2006 18/12/06 19/12/06

ENERO 2007 01/01/07 02/01/07 09/01/07 10/01/07

FEBRERO 2007 24/02/07 26/02/07 27/02/07

DICIEMBRE 2007 01/12/07 04/12/07 14/12/07 22/12/07

ENERO 2008 02/01/08 07/01/08 08/01/08 09/01/08 10/01/08 11/01/08 14/01/08 15/01/08

OCTUBRE 2009 30/10/09


A continuación se describen las características de la red que pueden contribuir al desarrollo de los eventos:

Red débil con líneas largas y con alta carga (consumen potencia reactiva y gran caída de tensión)

Demanda con muy alta proporción de pequeños motores con cupla mecánica constante (aires acondicionados, heladeras, bombas de agua, etc).

Se puede observar que dentro de este marco, si la demanda tiene una alta composición de equipos de refrigeración, cuando la tensión disminuye se produce un aumento de la corriente y esto produce más disminución de tensión, si el sistema se encuentra cercano a la zona de inestabilidad se origina un efecto en cascada que puede llevar a la inestabilidad de la tensión (colapso de tensión) y como consecuencia la actuación de las protecciones de la red de distribución.


•EL AREA ESTA ABASTECIDA DESDE UN TRANSFORMADOR 500/132 KV Y 300 MVA DE RESISTENCIA

•DEBIDO A LA DEBILIDAD ESTRUCTURAL DE LA RED DE 132 KV (178 KM Y 240 MM) ESTA BARRA DEBE OPERARSE 10% ARRIBA DE LA TENSION NOMINAL (132 + 10% = 145 kV)

•DESDE ESTA BARRA SE ALIMENTA DEMANDA CERCANA (CIUDADES DE RESISTENCIA Y CORRIENTES) POR ELLO NO HACE FALTA ELEVAR LA TENSIÓN DE 132 KV

•ESTA AREA ES ABASTECIDA DESDE EL PARAGUAY MEDIANTE UN AUTOTRAFO DE 220/132 Kv y 150 MVA.

TRABAJA EN ISLA, FUERA DEL SADI.(No pueden trabajar interconectados)


CONCEPTOS BÁSICOS DE ESTABILIDAD DE SISTEMAS CONCEPTOS BÁSICOS DE ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIAS, A FIN DE COMPRENDER LA ELÉCTRICOS DE POTENCIAS, A FIN DE COMPRENDER LA

PROBLEMÁTICA DE LA REGIÓN NEA.PROBLEMÁTICA DE LA REGIÓN NEA.


SISTEMA ESTABLE SISTEMA INESTABLE

EN FRECUENCIA: CUANDO LA VELOCIDAD DE LOS GENERADORES DISMINUYE LA DEMANDA TIENDE A DISMINUIR AUTÓNOMAMENTE Y AYUDA A RESTABLECER EL EQUILIBRIO

EN ANGULO: CUANDO UN GENERADOR TRATA DE ADELANTARSE A OTROS, SU CUPLA FRENANTE AUMENTA RESTABLECIENDO EL EQUILIBRIO

EN TENSIÓN: CUANDO LA TENSIÓN DISMINUYE, LA POTENCIA DE LA DEMANDA GLOBAL TAMBIÉN LO HACE Y NO AUMENTA SU CORRIENTE CON LO CUAL LA TENSIÓN NO SIGUE DISMINUYENDO (POTENCIA = TENSIÓN X CORRIENTE)

•LOS SISTEMAS ELECTRICOS FUNCIONAN EN CONTINUO EQUILIBRIO Y EN ESTADOS ESTABLES

220 V 200 V

Menor densidad de aire

Mayor densidad de aire

El resorte aumenta la

fuerza cuando se estira


EFECTO DE INESTABILIDAD DE LA TENSION

•CUANDO SE PRODUCEN CAIDAS DE TENSIÓN EN AREAS CON COMPOSICION DE DEMANDAS HETEROGÉNEAS, LA DEMANDA DISMINUYE Y NO INCREMENTA LA SOLICITACION A LA RED DE TRANSPORTE•JUSTAMENTE, UNA FORMA DE DISMUIR LA DEMANDA CUANDO HAY PROBLEMAS DE ABASTECIMIENTO ES REDUCIR LA TENSIÓN.

•SI LA DEMANDA TIENE UNA ALTA COMPOSICION DE EQUIPOS DE REFRIGERACION, CUANDO LA TENSION DISMINUYE AUMENTA LA CORRIENTE Y ESTO PRODUCE MÁS DISMINUCION DE TENSION Y UN EFECTO CASCADA QUE PUEDE LLEVAR A LA INESTABILIDAD DE LA TENSION (COLAPSO DE TENSIÓN)


COLAPSO DE TENSIÓN

EN GENERAL SE PRODUCEN EN SISTEMAS MALLADOS EN ESTADOS DE ALTA DEMANDA A POTENCIA CONSTANTE. MUCHAS VECES SON FENÓMENOS LENTOS.

SE PRODUCEN CON LAS SIGUIENTES CONTINGENCIAS:

– SALIDAS DE LÍNEAS QUE ALIMENTAN ZONAS DE GRAN DEMANDA– SALIDA DE GENERADORES UBICADOS EN AREAS DE GRAN DEMANDA– SALIDA DE EQUIPOS DE COMPENSACION EN AREAS DE GRAN

DEMANDA

G

ZONA DE ALTA DEMANDA


PERTURBACIONES EN EL SUMINISTROPERTURBACIONES EN EL SUMINISTROELÉCTRICO EN LAS PROVINCIASELÉCTRICO EN LAS PROVINCIAS

DE CHACO Y FORMOSA.DE CHACO Y FORMOSA.COLAPSO DE TENSIÓN (ENERO 2007)COLAPSO DE TENSIÓN (ENERO 2007)

PROVINCIA DE CHACO – DEMANDA DIA HÁBIL DE PROVINCIA DE CHACO – DEMANDA DIA HÁBIL DE VERANOVERANO

Demandas de Chaco

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 240

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Te

mp

era

tura

°C

LA DEMANDA DEL PICO DE LAS 15HS ES SIMILAR AL DE LAS 23 HS PERO LA COMPOSICION DE LA MISMA ES DIFERENTE (A LAS 15HS NO HAY ILUMINACION Y HAY MUCHOS MOTORES)

DEMANDA PROVINCIA

DEMANDA GRAN RESISTENCIA

PICO DE LAS 15 HS

PICO NOCTURNO

TEMPERATURA

Demandas de Formosa

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 240

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Tem

peratura °C

LA DEMANDA DEL PICO DE LAS 15HS ES SIMILAR AL DE LAS 23 HS PERO LA COMPOSICION DE LA MISMA ES DIFERENTE (A LAS 15HS NO HAY ILUMINACION Y HAY MUCHOS MOTORES)

DEMANDA PROVINCIA

DEMANDA ABASTECIDA SADI

PICO DE LAS 15 HS

PICO NOCTURNO

TEMPERATURA

PROVINCIA DE FORMOSA – DEMANDA DIA HÁBIL DE PROVINCIA DE FORMOSA – DEMANDA DIA HÁBIL DE VERANOVERANO

COMPARACIÓN DE DEMANDAS FORMOSACOMPARACIÓN DE DEMANDAS FORMOSA

Demandas de Formosa

0

20

40

60

80

100

120

140

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24HORA

MW

0

15

30

45

60

75

90

105

120

135

150

Tem

peratura °C

Día caluroso

Día fresco

TEMPERATURAS

COMPARACIÓN DE DEMANDAS CHACOCOMPARACIÓN DE DEMANDAS CHACO

Demandas de Chaco

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

HORA

MW

0

15

30

45

60

75

90

105

120

135

150

Tem

peratu

ra °C

Día caluroso

Día fresco

TEMPERATURAS

CARACTERISTICA DE LA DEMANDA DEL NEA:CARACTERISTICA DE LA DEMANDA DEL NEA:

250

260

270

280

290

300

310

320

330

340

350

120 125 130 135 140 145 150

TENSION (KV)

CO

RR

IEN

TE

(A

MP

)

SENSIBILIDAD DE LA DEMANDA CON LA TENSIÓN

FORMOSA E INTERIOR DE CHACO (15 HS) (SI DISMINUYE LA TENSIÓN AUMENTA LA CORRIENTE)

SADI (SI DISMINUYE LA TENSIÓN DISMINUYE LA CORRIENTE) CON MAYOR O MENOR SENSIBILIDAD

SECUENCIA DE COLAPSO DE TENSIÓNSECUENCIA DE COLAPSO DE TENSIÓN

ESTUDIO DEL ÁREA ALIMENTADA DESDE UN TRANSFORMADOR DE E.T. RESISTENCIA (ESTADO PREVIO)

74 MW

69 MW

70 MW

213 MW

18 MW 52 MW

122 kV

143.5 kV

126.6 kV

121.7 kV

75 MW

70 MW

57 MW

122 MVA

202 MW

61 kV

135.7 kV

(1.02)

116 kV

(0.87)

110 Kv (0.82)

FALLA EN ALIMENTADOR DE 13,2 KV - FORMOSA

SI LA RED SE DEBILITA LA TENSIÓN EN EL EXTREMO DISMINUYE PORQUE LÍNEAS MAS CARGADAS CONSUMEN MAS POTENCIA REACTIVA. ADICIONALMENTE LA DEMANDA PUEDE AUMENTAR DEBIDO A:

- LA BAJA TENSIÓN NO PERMITE A ARTEFACTOS CON TERMOSTATOS COMPLETAR EL CICLO AL NO LOGRAR LA TEMPERATURA DESEADA- CAMBIADORES DE TOPES AUTOMÁTICOS QUE TIENDEN A LLEVAR LA TENSIÓN AL VALOR INICIAL Y ELLO AUMENTA LA DEMANDA DE REACTIVO SOBRECARGANDO LAS LÍNEAS.


70 MW

84 MVA

86 MW

63 MVA

227 MW

68 kV

124.9 kV

81.6 kV

73 kV

A LOS POCOS MINUTOS FALLA EN ALIMENTADOR DE 13,2 KV - CHACO

ABRE INTERRUPTOR POR SOBRECORRIENTE. PERDIDA DE 70% DE LA DEMANDA DE FORMOSA.

57 MW

122 MVA


1- POR EFECTO DE LA FALLA, BAJAN TODAS LAS TENSIONES DEL ÁREA

2- POR EFECTO DE 1, SE PRODUCEN SOBRECORRIENTES EN TODOS LOS ALIMENTADORES (DEBIDO A QUE LA DEMANDA ESTA COMPUESTA POR MOTORES QUE CONSUMEN MAS CORRIENTE CUANDO BAJA LA TENSION )

•3- POR EFECTO DE 2, SE ABREN ALIMENTADORES

•AL DESCONECTARSE CARGA SE PRODUCE UNA ELEVACIÓN EN LA TENSIÓN DE 132 KV

• ACTUAN RELÉS DE SOBRETENSIÓN INSTALADOS POR SECHEEP Y ABREN AMBAS LINEAS DE 132 KV

•SE PIERDE TODA LA DEMANDA DEL INTERIOR DEL CHACO

4- LUEGO DE LA DESCONEXIÓN DE LA DEMANDA LA BARRA PASA DE LOS 143 kV ORIGINALES A MÁS DE 160 kV ( 21 % DE SOBRETENSIÓN)

ESTO ES MUY PELIGROSO PARA LAS INSTALACIONES DE TRANSENER


LINEA RESISTENCIA - FORMOSA 09/01/07 14:42

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

14:3

9:00

14:3

9:20

14:3

9:40

14:4

0:00

14:4

0:20

14:4

0:40

14:4

1:00

14:4

1:20

14:4

1:40

14:4

2:00

14:4

2:20

14:4

2:40

14:4

3:00

14:4

3:20

14:4

3:40

14:4

4:00

14:4

4:20

14:4

4:40

14:4

5:00

14:4

5:20

14:4

5:40

14:4

6:00

14:4

6:20

14:4

6:40

14:4

7:00

14:4

7:20

14:4

7:40

14:4

8:00

14:4

8:20

14:4

8:40

14:4

9:00

KV

, M

W,

MV

Ar

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

AM

P

SE REGISTRAN AUMENTOS DE CORRIENTE CUANDO BAJA LA TENSIÓN

I

V

P

Q

COMPORTAMIENTO DE CURVAS DE P ,Q, U, ICOMPORTAMIENTO DE CURVAS DE P ,Q, U, I


LÍNEAS LARGAS Y CON ALTA CARGA:

CONSUMEN POTENCIA REACTIVA

PRODUCEN GRANDES CAÍDAS DE TENSIÓN

CERCA DEL PUNTO DE INESTABILIDAD

A LAS 15 HS LA DEMANDA TIENE UNA ALTA PROPORCIÓN DE PEQUEÑOS MOTORES CON CUPLA MECÁNICA CONSTANTE (AIRE ACONDICIONADOS, HELADERAS, BOMBAS DE AGUA, ETC.)

CUANDO BAJA LA TENSIÓN SE PRODUCE UN SENSIBLE AUMENTO DE CORRIENTE

EN TODA EL ÁREA DE DEMANDA NO HAY QUIEN PUEDA HACER UN CONTROL DE LA TENSIÓN (GENERADOR, COMPENSADOR SINCRÓNICO, ETC.)

PEQUEÑOS AUMENTOS DE LA DEMANDA (POR EJEMPLO, SIMULTANEIDAD EN ARRANQUE DE COMPRESORES DE EQUIPOS REFRIGERADORES) PROVOCAN AUMENTOS DE CORRIENTE QUE BAJAN LA TENSIÓN Y SI SE ESTÁ CERCANO A LA ZONA DE INSTABILIDAD SE PRODUCE UN EFECTO CASCADA QUE PROVOCA EL COLAPSO DE LA TENSIÓN.

RESUMEN DEL COLAPSO DE TENSIÓN


1. Refuerzos en el sistema de transmisión hacia la zona afectada

2. Despacho de la generación disponible en la zona con riesgo de colapso

3. Procedimientos operativos

4. Automatismos para desconectar una porción de la carga como último recurso (cortes por niveles de tensión Ej: < 0.90 pu 4 % demanda)

ACCIONES PARA NEUTRALIZAR CONDICIONES DE

COLAPSO DE TENSIÓN


CONCLUSIONES:CONCLUSIONES:

DADA LA PROBLEMÁTICA PLANTEADA, ES MÁS QUE EVIDENTE QUE EN LA REGIÓN DEL NEA ES NECESARIO EL INGRESO DE NUEVA GENERACIÓN, NO SOLO PARA ABASTECER EL CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE POTENCIA ACTIVA SINO TAMBIEN PARA PODER REALIZAR UN MEJOR CONTROL DE TENSIÓN MEDIANTE LA INYECCION DE POTENCIA REACTIVA A LA RED.

DE ESTA MANERA EL INGRESO DE LA NUEVA GENERACIÓN ESTARIA DESTINADA A REDUCIR LA DEMANDA DE REACTIVO VISTA DESDE EL SISTEMA DE TRANSPORTE, EVITANDO LA SOBRECARGA DE LAS MISMAS.

EL INGRESO DE LA GENERACIÓN PROPORCIONARÁ LA INDEPENDENCIA DEL ABASTECIMIENTO DE ENERGIA DESDE EL PARAGUAY.

DETALLES DEL PROYECTO DE INSERCIÒN DE DETALLES DEL PROYECTO DE INSERCIÒN DE GENERACIÒN EN LA REGIÓN NEA.GENERACIÒN EN LA REGIÓN NEA.

DETALLES DEL PROYECTO DE INSERCIÓN DE GENERACIÓN EN DETALLES DEL PROYECTO DE INSERCIÓN DE GENERACIÓN EN LA REGIÓN DEL NEALA REGIÓN DEL NEA

ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA SIMULACIONES ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA SIMULACIONES DEL SADI.DEL SADI.

DETALLE DEL PROYECTODETALLE DEL PROYECTO

Instalación de una unidad TG con generación de 80MW

Se supone libre disponibilidad de combustible.

Parámetros Eléctricos Tomados

Rated power ONAF/ONAN 100 / 60 % 45 / 27 MVAVoltage ratio 13,2 kV / 132 kVFrequency 50HzConnection YNd11Type of HV-side earthing Effectively earthedTemperature rise oil/windings 50/55 CRelative impedance voltage 11%

Transformador

Generador


UBICACIÓN DE LA NUEVA CENTRAL

AREA GEOGRÁFICA


ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA EN CONDICIONES DE ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA EN CONDICIONES DE DEMANDAS PICO y RESTO DEMANDAS PICO y RESTO

(Situación Actual, Condición N)(Situación Actual, Condición N)

Los estudios DE FLUJO tuvieron como principal objetivo verificar el impacto que produciría la incorporación de la nueva central sobre el sistema de transporte, evaluando si éste sistema impone restricciones para la plena evacuación de la potencia de la central. Asimismo, se busca detectar posibles condiciones de congestión de la red que impongan restricciones al despacho de la nueva generación y de las existentes.

Para los límites admisibles de tensión en las barras, se respetó la reglamentación vigentes que cita el Anexo 4 de los Procedimientos y establece para condiciones normales de funcionamiento las siguientes limitaciones para el nivel de tensión de 132 kV:

Tensión Mínima: 0.95 × Vn (-5%)Tensión Mínima: 0.95 × Vn (-5%)

Tensión Máxima: 1.05 × Vn (+5%)Tensión Máxima: 1.05 × Vn (+5%)

Generadores operando dentro del 90% de su curva de capabilidad Generadores operando dentro del 90% de su curva de capabilidad

Potencia transportada por las líneas de interconexión por debajo de la potencia Potencia transportada por las líneas de interconexión por debajo de la potencia máxima admisible (límite térmico, de estabilidad o confiabilidad). máxima admisible (límite térmico, de estabilidad o confiabilidad).

Para la realización de los estudios se utilizó el Programa PoweWorld Simulator 8.0 con la base de datos validada del SADI. El escenario de demanda y la modelación de la red se adoptaron sobre la base de las proyecciones contenidas en la Guía de Referencia de Transnea 2007 – 2014. La unidad en estudio se modeló a partir de datos típicos para unidades similares.


http://portalweb.cammesa.com/Pages/Normativa/procedimientos.aspx

ES NECESARIO GENERACIÓN EN BARRA DE PIRANE PARA MANTENER LA TENSIÓN DENTRO DE LOS LÍMITES EN IBARRETA.

TENSIÓN FUERA DE RANGO 1.08 PU


DEMANDA RESTO VERANO 2008 - 2009

TENSIÒN FUERA DE RANGO 1.06 PU




AÚN CON EL DESPACHO DE LA GENERACIÓN DISPONIBLE EN LA REGIÓN SE ENCUENTRAN CIERTAS BARRAS FUERAS DE LAS NORMAS VIGENTES.

LÍNEAS OPERANDO AL LÍMITE DE LA CAPACIDAD

DEMANDA PICO VERANO 2008 - 2009

MAXIMA POTENCIA DE EXPORTACIÓN 71 MW


AÚN CON EL DESPAHO DE LA GENERACIÓN DISPONIBLE EN LA REGIÓN SE ENCUENTRAN CIERTAS BARRAS FUERAS DE LAS NORMAS VIGENTES.

LÍNEAS OPERANDO AL LÍMITE


TENSIÓN FUERA DE RANGO 0.92 Y 0.93PU




(Situación Futura con Nueva Generación, Condición N)(Situación Futura con Nueva Generación, Condición N)



DESVINCULACIÓN DEL SISTEMA PARAGUAYO.

NO HAY NECESIDAD DE DESPACHO DE GENERADORES ADICIONALES.

TENSIONES DENTRO DE LOS LIMITES. SALVO RESISTENCIA 1.08 PU

DEMANDA RESTO VERANO 2008 - 2009



LÍNEAS OPERANDO DENTRO DE LOS LÍMITES


TODAS LAS BARRAS OPERANDO DENTRO DE LOS LÍMITES DE TENSIÓN ESTABLECIDOS. SALVO RESIST 1.08 PU



LÍNEAS OPERANDO AL LÍMITE




SE RECOMIENDA PARA LA DEMANDA PROYECTADA PICO VERANO 2009-2010, INSTALAR GENERACIÓN O ELEMENTOS DE COMPENSACIÓN EN IBARRETA Y CHARATA.



DEMANDA PROYECTADA PICO VERANO 2009 – 2010, CON EL INGRESO DE ELEMENTOS DE COMPENSACIÒN EN IBARRETA Y CHARATA.

TODAS LAS BARRAS OPERANDO DENTRO DE LOS LIMITES DE TENSIÓN


(Situación Actual, Condición N-1)(Situación Actual, Condición N-1)


ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO SIMULACIONES DEL ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO SIMULACIONES DEL SADI.SADI.

Condición N-1. Falla línea 132 Kv Resistencia - FormosaCondición N-1. Falla línea 132 Kv Resistencia - Formosa

Para el análisis de las condiciones N-1, se consideró el escenario de demanda Pico del verano 2008 – 2009, dado que representa la peor condición que se le puede aplicar al sistema.La línea que se encuentra más comprometida desde el punto de vista de la estabilidad de tensión es la línea 132 kv que une las barras de Resistencia 2 – Formosa y por ende es probable que pueda salir de servicio ante un aumento de demanda.

En situaciones normales donde se presenten contingencias (condición N – 1), las exigencias de los límites establecidos en Los Procedimeintos son:

Tensiones de la red de 132 kV dentro de una tolerancia de ±10% respecto al valor nominal.

Generadores operando dentro de su curva de capabilidad.

Potencia transportada por las líneas de interconexión por debajo de la potencia máxima admisible (límite térmico, de estabilidad o confiabilidad).


SE RECURRIO AL CORTE DE APROXIMADAMENTE EL 75 % DE LA DEMANDA DE LA BARRA 1 DE FORMOSA SINO SE PRODUCIA EL COLAPSO.

SE SUPONE QUE ES POSIBLE TOMAR LA MAXIMA POTENCIA DE EXPORTACIÓN 71 MW


LÍNEA FUERA DE SERVICIO


CONCLUSIONES:CONCLUSIONES:

Para la contingencia planteada se observa que es necesario recurrir a las desconexión del 75 % de la demanda de la barra 1 de ET Formosa.

Se supone que es posible en ese momento disponer de la máxima potencia transmisible desde el Paraguay (70 MW).

Realizando dicho corte de demanda, las tensión se encuentran dentro de los valores requeridos por la normativa, ya que es posible en condiciones N-1 operar con las tensiones en barras dentro de un rango de +/- 10% de la Un.



(Situación Futura con Nueva Generación, Condición N-1)(Situación Futura con Nueva Generación, Condición N-1)


Condición N-1. Falla línea 132 Kv Resistencia - FormosaCondición N-1. Falla línea 132 Kv Resistencia - Formosa

Para el análisis de las condiciones N-1, se consideró el escenario de demanda Pico del verano 2008 – 2009, dado que representa la peor condición que se le puede aplicar al sistema.

Con la nueva generación en barras de Formosa, es posible recurrir a la exportación de energía desde el Paraguay, transfiriendo carga desde la barra A1 de Formosa hacia la barra A2 de la misma estación a través de los interruptores de acoplamiento de las barras de 13,2 Kv, sin necesidad de recurrir al corte de suministro.

Las tensión se encuentran dentro de los valores requeridos por la normativa, ya que es posible en condiciones N-1 operar con las tensiones en barras dentro de un rango de +/- 10% de la Un.



LÍNEA FUERA DE SERVICIO

NUEVA GENRACIÓN DESPACHADA

SE RECURRIÓ A LA IMPORTACIÓN DE ENERGÍA DESDE EL PARAGUAY (66 MW).

NO HUBO NECESIDAD DE RECURRIR AL CORTE DE SUMINISTRO.


CONCLUSIONES FINALES DE LAS SIMULACIONES DE FLUJO DE CONCLUSIONES FINALES DE LAS SIMULACIONES DE FLUJO DE POTENCIA:POTENCIA:

Debido a la problemática planteada, la inyección de potencia directamente en las barras de la E.T. Formosa provocará un mejoramiento en la calidad del suministro eléctrico, con mayores márgenes de reserva de potencia reactiva, para afrontar el aumento de la demanda en el sistema.

En cuanto al flujo de potencia, claramente la inyección de potencia activa y el control de la potencia reactiva no provocarán sobrecargas, ya que estas instalaciones están destinadas a “reducir” demanda vista desde el sistema de transporte.

Asimismo, no se observa restricciones en el Transporte de Energía, producto del ingreso de la nueva generación.

ESTUDIOS DE CORTOCIRCUITOESTUDIOS DE CORTOCIRCUITO(Situación Futura con Nueva Generación)(Situación Futura con Nueva Generación)



Hipótesis de TrabajoHipótesis de Trabajo

En este informe se analizó el cortocircuito en las barras de 132 Kv de la región del NEA, que resultan afectada por la incorporación de la Nueva Generación en barras de Formosa. En el estudio de cortocircuito que se desarrollará en el presente Tópico, no se consideró el cortocircuito en los niveles de 33 Kv ni en 13,2 Kv, dado que no disponemos de la información suficiente para modelar las redes en dichas tensiones.

Para los cortocircuitos trifásicos y monofásicos, se verificó que la potencia de cortocircuito no supere a la de diseño de los equipos de interrupción actualmente instalados en la red, por efecto de la inserción de la unidad generadora proyectada. Las potencias de diseño limites en barras, según la normativa vigente, son:

En 132 Kv la potencia de cortocircuito es 5.000 Mva

En 33 Kv la potencia de cortocircuito es 500 Mva

En 13,2 Kv la potencia de cortocircuito es 500 Mva

Los tipos de cortocircuitos analizados son:

Trifásicos en barras de la zona de influencia de la nueva generación

Monofásicos en barras de la zona de influencia de la nueva generación


Para la realización de los estudios se utilizó el Programa PoweWorld Simulator 8.0 con la base de datos validada del SADI. Los escenario de demanda se adoptaron las demandas Picos del verano 2008 – 2009, invierno 2009 y verano 2009 – 2010.

Fallas en Barras de 132 Kv, considerando la Demanda Pico del Verano 2008 – 2009:

Fault Current Angle Fault Current Angle Tensón Pot de C.C (Trif) Pot de C.C (Mono) Pot de C.C Admisibleamps deg amps deg Kv Mva Mva Mva

1 S.PEÑA 4201,47 -92,22 3855,44 -96,07 132 960,6 881,5 50002 CHARATA 1584,23 -85,65 1067,35 -92,69 132 362,2 244,0 50003 V.ANGELA 1679 -82,98 1125,53 -90,39 132 383,9 257,3 50004 P.PLAZA 2864,92 -81,25 1950,85 -86,44 132 655,0 446,0 50005 FORMOSA1 2787,16 -102,07 2630,05 -106,52 132 637,2 601,3 50006 RESISTENCIA 2 6553,11 -90,85 6095,24 -92,62 132 1498,2 1393,6 50007 RESISTENCIA 1 5211,87 -87,18 4978,18 -90,68 132 1191,6 1138,2 50009 BARRANQUERA 3440,2 -83,81 2588,05 -87,38 132 786,5 591,7 5000

10 CD 6 3564,28 -83,66 2788,93 -88,23 132 814,9 637,6 500011 CD 5 3387,88 -85,28 2521,47 -88,29 132 774,6 576,5 500015 FORMOSA2 2573,88 -90,14 2557,47 -91,98 132 588,5 584,7 500016 CLORINDA 973,01 -75,38 652,762 -80,27 132 222,5 149,2 500018 PIRANE 1443,46 -83,29 1242,28 -88,07 132 330,0 284,0 500019 IBARRETA 797,049 -77,52 573,059 -83,66 132 182,2 131,0 500021 EL COLORADO 847,5 -78,11 621,104 -83,85 132 193,8 142,0 500022 SAN MARTIN 1256,09 -77,28 760,884 -85,24 132 287,2 174,0 500023 RESISTENCIA 5307,49 -86,23 4732,17 -87,49 500 4596,4 4098,2 35000

Falla Trifásica Falla Monofásica

Number Name


Fallas en Barras de 132 Kv, considerando la Demanda Pico del Invierno 2009:


1 S.PEÑA 4155,15 -91,44 3633,17 -95,39 132 950,0 830,7 50002 CHARATA 1562,62 -84,99 1048,3 -91,98 132 357,3 239,7 50003 V.ANGELA 1658,78 -82,39 1103,65 -89,74 132 379,2 252,3 50004 P.PLAZA 2837,41 -80,42 1913,73 -85,71 132 648,7 437,5 50005 FORMOSA1 2854,25 -101,07 2715,48 -104,89 132 652,6 620,8 50006 RESISTENCIA 2 6843,28 -90,58 6409,87 -92,15 132 1564,6 1465,5 50007 RESISTENCIA 1 5366,06 -87,46 5194,9 -90,41 132 1226,8 1187,7 50009 BARRANQUERA 3466,16 -83,7 2914,76 -86,6 132 792,5 666,4 5000



Number Name


Fallas en Barras de 132 Kv, considerando la Demanda Pico del Verano 2009 - 2010:


1 S.PEÑA 4168,78 -91,46 3822,53 -95,64 132 953,1 873,9 50002 CHARATA 1558,62 -85,22 1060,3 -92,87 132 356,3 242,4 50003 V.ANGELA 1658,47 -82,69 1115,39 -90,52 132 379,2 255,0 50004 P.PLAZA 2845,29 -80,63 1928,52 -86,13 132 650,5 440,9 50005 FORMOSA1 2873,29 -99,82 2713,99 -103,97 132 656,9 620,5 50006 RESISTENCIA 2 6736,96 -90,46 6289,54 -92,2 132 1540,3 1438,0 50007 RESISTENCIA 1 4966,33 -87,12 4792,94 -90,82 132 1135,5 1095,8 50009 BARRANQUERA 3338,89 -83,98 2795,76 -87,79 132 763,4 639,2 5000


NameNumber



CONCLUSIONES DE LA SIMULACIÓN DE CORTOCIRCUITO:CONCLUSIONES DE LA SIMULACIÓN DE CORTOCIRCUITO:

En cuanto a las simulaciones de cortocircuito realizadas en cada barra del sistema de 132 kv del región del NEA, si bien se puede apreciar un aumento en la potencia de cortocircuito en función de los distintos escenarios de demanda, los niveles máximos de potencia calculados ante fallas trifásicas y monofásicas no superan la capacidad de interrupción admisible de los equipos instalados.


MOSTRAR COMO FUNCIONA EL SISTEMA POWERWORD 8.0 EN MOSTRAR COMO FUNCIONA EL SISTEMA POWERWORD 8.0 EN EL ESTUDIO DE FLUJO Y CORTOEL ESTUDIO DE FLUJO Y CORTO

ESTUDIOS DE ESTABILIDAD ESTATICA Y TRANSITORIA.ESTUDIOS DE ESTABILIDAD ESTATICA Y TRANSITORIA.

ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DEL SADI.ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DEL SADI.


ESTUDIOS DE ESTABILIDAD ESTATICA:ESTUDIOS DE ESTABILIDAD ESTATICA:

Como se mencionó anteriormente la línea Resistencia – Formosa esta limitada actualmente por un problema de estabilidad de tensión.

El objeto del presente estudio es determinar los valores máximos de transferencia de potencia que se pude abastecer desde las barras de 132 Kv de Resistencia y delinear los limites de consumo de la ET Formosa aún con el ingreso de la nueva generación de manera de evitar un colapso de tensión ante la salida intempestiva de generación de dicha ET.

CURVAS P - UCURVAS P - U

Suponiendo una tensión en la barra Resistencia prácticamente constante (se adoptó 1.05 pu es el valor promedio en que opera dicha barra), se varió la carga en la barra de 132 kV de Formosa hasta hallar el valor límite de potencia a transferir, por dicha línea. Cabe mencionar que no se consideró despacha la generación vinculada con la barra de Formosa analizada, a fin de determinar la peor condición desde el punto de vista de la estabilidad de tensión. El mismo cálculo se repitió para diferentes valores de factor de potencia en dicha barra.

Es importante destacar que para el análisis descripto en los párrafos precedentes no se consideró el banco de capacitores de 18 Mvar instalado en la ET Formosa y que actualmente se encuentra operativo.


Grafico de Evolución P - V

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

1,1

5 15 25 35 45 55 65 75 85 95 105 115 125 135

Potencia (Mw)

Tens

ión

(pu)

Coseno Fi = 1 Coseno Fi = 0,95 ind coseno Fi = 0,95 cap

PUNTOS DE INESTABILIDAD DE TENSIÓN

Para un factor de potencia unitario el limite de Potencia a transmitir por la línea resulta 100 Mva. Por seguridad se adopta hasta 90 Mva.

Con adecuada compensación de potencia reactiva, llevando el factor de potencia en barras de Formosa a 0.95 capacitivo, se podría transmitir hasta 115 MW .

Si no se logra compensar la potencia reactiva, el límite de estabilidad es considerablemente menor 65 MW


CURVAS Q – U:CURVAS Q – U:

Asumiendo que los problemas de baja tensión en los sistemas surge, entre otras cosas, como consecuencia de la falta de reactivo, se suele definir el margen de reactivo necesario en cada barra a partir del trazado de las curvas Q-V, mediante el siguiente procedimiento:

Las curvas QV (o V-Q) se calcularon con un generador ficticio en la barra de 132 Kv de Formosa, forzando la tensión en dicha barra y computando el valor de potencia reactiva necesaria para mantener dicha tensión.

Se dice que es un generador ficticio ya que no se puso ninguna restricción al generador para el consumo y/o generación de potencia reactiva.

Las curvas se calcularon para valores crecientes de potencia activa (con factor de potencia unitario).


Gráfico de Evolución de Q - V

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2

Tensión (pu)

Po

ten

cia

Q (

Mva

r)

30 MW

40 MW

60 MW

70 MW

80 MW

Se puede observar que para mantener una tensión en 1 pu en barra de Formosa con una carga de 80 MW es necesario el aporte de aprox. 25 Mvar


ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA:ESTUDIOS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA:

El análisis de estabilidad transitoria del SADI, consiste en evaluar la evolución temporal de variables claves durante los primeros 30 a 60 segundos, luego de que el sistema es sometido a una gran perturbación (falla testigo).

La performance de estabilidad en régimen transitorio del SADI se debe evaluar sobre la base de los siguientes parámetros:

Para que el sistema sea considerado transitoriamente estable en caso de falla, debe evaluarse en términos de los conceptos expuestos y solamente si los tres satisfacen los criterios de desempeño se podrá considerar que el sistema es transitoriamente estable.

La excursión del ángulo del rotor del generador. Estabilidad angularEstabilidad angular

Recuperación de la frecuencia y desconexión de carga. Estabilidad en frecuenciaEstabilidad en frecuencia..

Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión.Estabilidad en tensión.


CRITERIOS OPERATIVO DE ACEPTACIÓN DE ESTABILIDAD ANGULAR:CRITERIOS OPERATIVO DE ACEPTACIÓN DE ESTABILIDAD ANGULAR:

A efectos de preservar márgenes de seguridad compatibles con la precisión de los modelos del SADI, el criterio para determinar la estabilidad transitoria en la primera oscilación rotórica, quedará determinado por dos parámetros claves:

El generador de una área “exportadora” presentará un comportamiento transitoriamente estable durante la primera oscilación angular, si (exp) es menor de 120° y las tensiones en ningún nodo del sistema de transporte descienden por debajo de 0.7 pu.

El generador de un área “importadora” presentará un comportamiento transitoriamente estable durante la primera oscilación angular, si imp es menor de 120° y las tensiones en ningún nodo del sistema de transporte descienden por debajo de 0.7 pu.

Máximo ángulo rotórico alcanzado.Máximo ángulo rotórico alcanzado.

Tensión mínima en nodos del sistema de transporte.Tensión mínima en nodos del sistema de transporte.

Como primer parámetro característico de la estabilidad angular se utiliza la máxima amplitud de la primera excursión del ángulo de carga relativo de cada grupo generador. Esta amplitud se mide como la diferencia entre el máximo ángulo de carga del generador en análisis y el ángulo de un generador de referencia, vinculado a la red de 500 kV, ubicado cercano al centro de carga del SADI.


CRITERIOS OPERATIVO DE ACEPTACIÓN DE ESTABILIDAD ANGULAR:CRITERIOS OPERATIVO DE ACEPTACIÓN DE ESTABILIDAD ANGULAR:

El motivo por el cual se adoptó como un margen de seguridad adecuado, para el ángulo rotórico 120°, es porque los generadores normalmente disponen de protecciones para evitar el funcionamiento asincrónico. Estas protecciones por lo general se basan en relés que monitorean la impedancia vista en las barras de alta tensión del transformador. Típicamente esta protección se ajusta de manera que el ángulo de carga del generador (c) no supere los 120º.

Si, satisfecho el criterio de tensiones mínimas, la excursión angular supera los 120° con relación al ángulo de cualquier máquina del centro de carga, se considerará Insuficiente al margen de estabilidad angular.

Si la tensión en algún nodo del sistema de transporte desciende por debajo de 0.7 pu o permanece más de 1 segundo por debajo de 0.8 pu, el sistema resultará transitoriamente inestable independientemente de la máxima excursión angular.


EJEMPLO DE CRITERIO OPERATIVO DE ESTABILIDAD ANGULAR:EJEMPLO DE CRITERIO OPERATIVO DE ESTABILIDAD ANGULAR:

En ambos casos se aplica una falla trifásica en la línea Chocón – Puelches. El ángulo inicial del rotor de la TG de Agua de Cajón es 61º, alcanzando 114º

MÁXIMA OSCILACIÓN DE UN AREA EXPORTADORA (COMAHUE – BUENOS AIRES)


ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA PARA LA NUEVA GENERACIÓN ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA PARA LA NUEVA GENERACIÓN EN LA REGIÓN NEA:EN LA REGIÓN NEA:

Dado que no contamos con las herramientas necesarias para el calculo de la estabilidad transitoria, resulta difícil cumplir con lo establecido en la reglamentación vigente, conforme a las pautas de la Etapa I.

Se consideró esta perturbación como una de la más crítica, ya que por ese corredor circula aproximadamente el 80 % de la demanda de la Provincia de Formosa. Asimismo, las características particulares de la línea, como por ejemplo su sección, reactancia y distancia son bastantes propensas a producir una falla como las descriptas.

Por lo expuesto, durante este tópico se realizará un estudio de estabilidad transitoria en forma teórica, aplicando el método de las áreas para determinar el ángulo y el tiempo crítico ante una falla trifásica, una falla monofásica seguido de la apertura de la fase fallada y una falla monofásica sostenida en la línea de 132 Kv que une Resistencia – Formosa.


Gráfico de Estabilidad

0

0,25

0,5

0,75

1

1,25

1,5

1,75

2

2,25

0 18 36 54 72 90 108 126 144 162 180

Angulo

Pote

ncia

(pu)

Curva Sin Falla Pot. mecanica

157,89º91,97º

22,11º

AREA ACELERANTE

AREA FRENANTE

LÍNEA DE RESISTENCIA – FORMOSA FALLA TRIFASICA.

ÁNGULO CRÍTICO CALCULADO

TIEMPO CRÍTICO DE APERTURA DE INTERRUPTORES

0.711 SEG

Como conclusión se puede decir que el sistema ante una falla trifásica resulta ESTABLE, si la misma Como conclusión se puede decir que el sistema ante una falla trifásica resulta ESTABLE, si la misma se despeja antes que la diferencia angular entre el generador y la barra de potencia infinita supere los se despeja antes que la diferencia angular entre el generador y la barra de potencia infinita supere los 91,97º.91,97º.


Pot. mecanica


0

0,25

0,5

0,75

1

1,25

1,5

1,75

2

2,25

0 9 18 27 36 45 54 63 72 81 90 99 108

117

126

135

144

153

162

171

180

Angulo

Pote

ncia

MW

Curva Sin Falla Curva Con Falla Monofasica Pot. mecanica

139,13º22,11º54,54º

AREA FRENANTE

AREA ACELERANTE

LINEA DE RESISTENCIA – FORMOSA FALLA MONOFASICA.

ANTE LA FALLA APERTURA 3 FASES Y LUEGO CIERRE DE 2 FASES, QUEDANDO FUERA DE SERVICIO LA FASE FALLADA.



0.485 SEG



0

0,25

0,5

0,75

1

1,25

1,5

1,75

2

2,25

0 9 18 27 36 45 54 63 72 81 90 99 108

117

126

135

144

153

162

171

180

Angulo

Pote

ncia

MW

Curva Sin Falla Curva Con Apertura Monofasica Pot. mecanica Curva Con Falla Monofasica

22,11º 139,13º91,21º

Area acelerante

Area frenante

LINEA DE RESISTENCIA – FORMOSA FALLA MONOFASICA.

DURANTE LA FALLA MONOFASICA SIGO TRANSMITIENDO POTENCIA.

APERTURA DE FASE FALLADA

OPERANDO CON 2 FASES SANAS.



0.707 SEG


GRACIAS POR SU ATENCIÓNGRACIAS POR SU ATENCIÓN

presentacion - flujo de potencia nueva generacion nea argentino

Documents