“ANALISIS DE LA INTERCONEXION DE PEQUEÑAS PLANTAS DE ... · que tienen la responsabilidad de la...

11

Noviembre de 2008Monterrey, Nuevo León

“ANALISIS DE LA INTERCONEXION DE PEQUEÑASPLANTAS DE GENERACION A LAS REDES RURALES

DE MEDIA TENSION”TESIS

PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARAOBTENER EL GRADO ACADEMICO DE:

MAESTRIA EN CIENCIASESPECIALIDAD:

PLANEACION DE SISTEMASELECTRICOS DE DISTRIBUCION

PRESENTA:

SALOMON SANTOS ERAPE

22

CONTENIDO DE LA TESIS:

1 INTRODUCCION2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA3 DESCRIPCION DE LOS CASOS BASE Y ADQUISICION DE LA

INFORMACION4 ANALISIS DE REGULACION Y PERDIDAS DEL CASO BASE

REAL5 ANALISIS DE OTROS CASOS6 CALCULOS DE CORTO CIRCUITO7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESReferenciasAnexos

33

1 INTRODUCCION

Otros de los objetivos que se pretende alcanzar en forma simultánea es un documento que sirva como guía técnica para los Ingenieros de Distribución que tienen la responsabilidad de la atención de las solicitudes de interconexión de plantas a la red de media tensión.

OBJETIVO.- Analizar los efectos que pueden causar las plantas de generación hidroeléctricas que se interconectan a las redes rurales de media tensión, este análisis va encaminado a determinar el comportamiento de las pérdidas, regulación y valores de corto circuito.

GENERACIONTRANSMISION

DISTRIBUCION

GENERACIONTRANSMISION

DISTRIBUCION

44

METODOLOGIASe parte de una problemática real existente al que se le llama Caso Base Real, a este caso se le hacen diversos tipos de análisis en base a simulaciones usando programas comerciales del que dispone la Comisión Federal de Electricidad. Al Caso Base Real se le hacen modificaciones para simular otros escenarios posibles y de las diferentes simulaciones se obtienen conclusiones.

TERMINOLOGIA USADA

ALCANCE DE LA INVESTIGACIONEl alcance de la investigación es el cálculo de la regulación y pérdidas de un caso denominado Caso Base Real ante la presencia de generadores hidroeléctricos con generadores síncronos interconectados en el nivel de media tensión, también se hace una revisión de los valores de falla. Se analizan otros casos para obtener mayor información, así también se tocan algunos aspectos sobre generadores asíncronosEl análisis anterior se realizará partiendo de la información disponible y aplicando con los recursos de software con que cuenta CFE como es el PSS/E y ASPEN ONLINER.

1 INTRODUCCION

55

2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Generación distribuidaaislada

Sistema convencional Sistema convencionalcon generación distribuida

Generadores síncronos

Medio de interconexión al sistema de 60 Hz

Generadores asíncronos

Inversores (electrónica de potencia)

66


LA PROBLEMATICA DEL ANALISIS DE DISTRIBUCION CON GENERACION

GENERADOR CON CAPACIDAD MAYOR A LA DEMANDA DE LA SUBESTACION

77

LA PROBLEMÁTICA DEL ANALISIS DE DISTRIBUCION CON GENERACION, INTERROGANTES:

¿Cual es el comportamiento de la regulación en el circuito de distribución ante la interconexión del generador?

¿Cual es el comportamiento de las pérdidas en el circuito de distribución ante la interconexión del generador?

¿Qué obras hay que llevar a cabo cuando se presenta un generador relativamente mayor a la demanda de la subestación (penetración)?

¿Cuáles serán los nuevos valores de corto circuito?

¿Los equipos actuales tienen suficiente capacidad interruptiva ante la presencia del generador?


88

UBICACION DEL CASO BASE

3 DESC. CASOS BASE Y ADQ. DE LA INFORMACION

CASOS BASE DE ESTUDIOCaso Base Real.- Sistema AT 69-115 kV, MT 23.8 kV.Caso Base Real Modificado.- Caso Base Real con modificaciones red MT y

subestación SCM.

Caso Base Ideal.- Caso ideal con red y generadores en 23.8 kV.

Caso Base 115-23.- Todo la red AT 115 kV, MT 23.8 kVCaso Base 115-23 Modificado.- Caso Base 115-23 con modificaciones en la red MT.

Caso Base AT.- Igual al Caso Base Real, pero sin tomar en cuenta la red MT.Caso Base AT Modificado.- Igual al Caso Base AT con modificaciones en red AT.

99

COMPONENTES DEL CASO BASE REALCircuito de distribución SCM-5150 Unión de Tula.Red de subtransmisión, incluyendo las subestaciones.Cargas conectadas a los buses de 23.8 kV


Líneas de subtransmisión

Red de media tensión

1010

COMPONENTES DEL CASO BASE REAL MODIFICADO2 Troncales red MT (antes SCM-5150)Red de Subtransmisión, incluyendo las subestaciones.Cargas conectadas a los buses de 23.8 kV


Red de media tensión

Líneas de subtransmisión

1111

INFORMACION DEL PERMISIONARIO (TITULO PEQUEÑA PRODUCCION)


MVA V (kV) X1 (pos p.u.) X2(neg p.u.) X0(cero p.u.) Xd (sinc p.u.)Generador 1 Tacotan 3.88 6.60 0.2400 0.2900 0.1100 1.1500Generador 2 Tacotan 3.88 6.60 0.2400 0.2900 0.1100 1.1500Generador 1 Trigomil 5.00 6.60 0.2400 0.2900 0.1100 1.1500Generador 2 Trigomil 5.00 6.60 0.2400 0.2900 0.1100 1.1500

Equipo Ubicación Características de los generadores

MVA V1 (kV) V2 (kV) Z (impedancia) X1 (pos p.u.) X2(neg p.u.) X0(cero p.u.)Transformador Tacotan 6.50 6.60 23.80 8.0% 1.2308 1.2308 1.2308Transformador Trigomil 8.00 6.60 23.80 8.0% 1.0000 1.0000 1.0000

Equipo Ubicación Características de los transformadores Base 100 MVA

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE1976 3247938 2618723 2727387 2127121 1512810 308745 0 101077 4112637 3135349 3306726 8787801977 2792085 3387983 3643376 3144859 2840485 711888 0 1381155 4088325 3821159 2065744 31935591978 3442584 2271931 2597259 2467141 2053628 331399 0 0 0 0 1418025 23207191979 2817536 1896803 2658475 2399493 1996038 178485 0 0 0 1578351 2284489 19568591980 1852166 486108 2834231 2493026 2151570 663159 0 0 0 0 997551 31279441981 1615420 1448319 3345207 3225199 2878668 1218329 0 100674 0 0 816070 27002271982 3194706 2826839 3043845 2842115 2390499 1133522 0 0 0 0 373284 01983 193998 1685645 1952109 1972871 1741604 0 0 0 0 0 798421 18089671984 1789086 1685372 2144387 144143 1668042 270088 0 0 0 611455 2082973 16832401985 1902434 1853873 2364363 2219492 1853625 61591 0 0 0 4077885 3590940 4081621

Total general 22847953 20161596 27310639 23035460 21086969 4877206 0 1582906 8200962 13224199 17734223 21751916Promedio/mes 2284795 2016160 2731064 2303546 2108697 487721 0 158291 820096 1322420 1773422 2175192Generación máxima=5760 kW

AÑO kW-H/MES

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE1996 3516873 3263868 3470416 3336767 3519157 1153999 0 0 62999 2593144 3841779 39870691997 3900333 3773837 3469857 3099500 3918694 3247425 0 284816 713367 1955205 3249007 33502831998 3611119 3092175 3324242 4097287 3961715 2405933 108740 378241 0 5510537 4952744 47030601999 4662348 4166247 4452633 4182841 4294179 2383895 128873 475461 679733 3995638 4676559 43943592000 4135301 3661196 3429697 2921321 2407533 249422 0 573867 384720 874017 3071706 20890372001 2285004 2014869 2395708 2449335 2562971 102866 0 35441 0 349669 2795360 18055432002 2755486 1192871 2832922 2700845 2056813 0 0 35067 0 118814 455597 33168662003 3541182 3461280 3561642 2710586 2909515 1450491 0 0 0 0 2717850 32649662004 1938878 2635777 3232349 2870653 2714813 207262 0 2271672 4959519 5376671 4338829 38649632005 4181931 3741236 3230131 3916918 3685362 2693435 200953 249537 146814 4034588 4687924 4797343

Total general 34528455 31003356 33399597 32286053 32030752 13894728 438566 4304102 6947152 24808283 34787355 35573489promedio/mes 3452846 3100336 3339960 3228605 3203075 1389473 43857 430410 694715 2480828 3478736 3557349Generación máxima=7400 kW

AÑO kW-H/MES

Estadísticas

Diagrama

Eléctrica

1212

INFORMACION DEL SUMINISTRADOR


Demanda coincidente

DEMANDA COINCIDENTE DE ZONA COSTAMáximo 32040 KW el dia 2007/12/31 a las 19:45Mínimo 13912 KW el dia 2007/12/02 a las 4:30

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

2007

/12/

01 0

8:30

:00

2007

/12/

02 0

9:15

:00

2007

/12/

03 0

8:30

:00

2007

/12/

04 0

7:45

:00

2007

/12/

05 0

7:00

:00

2007

/12/

06 0

6:15

:00

2007

/12/

07 0

5:30

:00

2007

/12/

08 0

4:45

:00

2007

/12/

09 0

4:00

:00

2007

/12/

10 0

3:15

:00

2007

/12/

11 0

2:30

:00

2007

/12/

12 0

1:45

:00

2007

/12/

13 0

1:00

:00

2007

/12/

14 0

0:15

:00

2007

/12/

14 2

3:30

:00

2007

/12/

15 2

2:45

:00

2007

/12/

16 2

3:00

:00

2007

/12/

17 2

2:15

:00

2007

/12/

18 2

1:30

:00

2007

/12/

19 2

0:45

:00

2007

/12/

20 2

0:00

:00

2007

/12/

21 1

9:15

:00

2007

/12/

22 1

8:30

:00

2007

/12/

23 1

7:45

:00

2007

/12/

24 1

7:00

:00

2007

/12/

25 1

6:15

:00

2007

/12/

26 1

5:30

:00

2007

/12/

27 1

4:45

:00

2007

/12/

28 1

4:00

:00

2007

/12/

29 1

3:15

:00

2007

/12/

30 1

2:30

:00

2007

/12/

31 1

1:45

:00

2008

/01/

01 1

1:00

:00

FECHA

kW suma

AUT52020 Subestación AutlánDem. max. (kW)* 9 000.00 8 680.00 8 240.00 7 980.00 7 990.00 8 160.00 10 080.00 10 546.00 9 740.00 9 666.00 9 540.00 9 640.00Consumo (kWh) 4 716 000.00 4 986 000.00 4 656 000.00 4 167 000.00 4 150 000.00 4 300 300.00 5 199 620.00 5 467 046.40 5 170 540.00 5 099 125.00 4 591 390.00 4 912 500.00Reactivos (kVARh) 584 000.00 478 150.00 854 100.00 730 000.00 730 000.00 602 000.00 121 545.00 136 130.40 635 100.00 567 843.00 592 000.00 590 321.00Dem. Promedio 6 550.00 6 701.61 6 466.67 5 600.81 5 577.96 5 972.64 6 988.74 7 593.12 6 949.65 6 853.66 6 596.82 6 602.82F.P en dem. Max. 0.98 0.99 0.96 0.97 0.97 0.97 0.99 0.99 0.98 0.97 0.99 0.98F.C 0.73 0.77 0.78 0.70 0.70 0.73 0.69 0.72 0.71 0.71 0.69 0.68

Dic-2007 Ene-08 Feb-08 Mar-08Circuito/Banco Abr-2007 May-2007 Jun-2007 Jul-2007 Ago-2007 Sep-2007 Oct-2007 Nov-2007

Estadísticas de consumo (Mercado Eléctrico)

1313

INFORMACION ELECTRICA DEL SUMINISTRADOR EN PSS/E


Modelado Voltaje Linea Nodos

(kV) R(p.u.) X(p.u.) Charge B (p.u.) R(p.u.) X(p.u.) Charge B (p.u.)69 63830 3792 (ATN) --- 35002(TCT) 0.15254 0.52836 0.00690 0.65963 1.84387 0.0045769 63570 35002(TCT) --- 35003(SCM) 0.08322 0.28824 0.00377 0.35985 1.00588 0.0024969 63890 35003(SCM) --- 35004 (ENT VCS) 0.18919 0.42648 0.00458 0.54244 1.34290 0.0030869 63890 35004 (ENT VCS) --- 35005(TPA) 0.17306 0.39012 0.00419 0.49621 1.22843 0.00282115 73300 35008(GRU) --- 35009(AUT) 0.01708 0.06800 0.00574 0.07152 0.20844 0.0041569 63880 35003(SCM) --- 35006 (ENT MZI) 0.19230 0.35153 0.00321 0.44042 0.99521 0.0021669 63880 35010(MZI) --- 35006(ENT MZI) 0.03585 0.06554 0.00060 0.08211 0.18555 0.0004069 63890 35011(VCS) --- 35004(ENT VCS) 0.00045 0.00102 0.00001 0.00129 0.00320 0.0000169 63880 35007(GRU) --- 35006(ENT MZI) 0.03279 0.13712 0.00135 0.10541 0.42035 0.00077115 73050 3956(TCS) --- 35009(AUT) 0.03012 0.12595 0.00956 0.09682 0.38612 0.00546

En base de 100 MVASecuencia positiva Secuencia cero

X1 (pos p.u.) X2(neg p.u.) X0(cero p.u.)

T-2 SE Autlan 35009 35016 0.73917 0.73917 0.73917T-1 SE Grullo 35008 35015 1.32614 1.32614 1.32614T-1 SE Mezquitán 35010 35017 1.08400 1.08400 1.08400T-1 SE San Clemente 35003 35013 1.37240 1.37240 1.37240T-1 SE Tecolotlán 35002 35012 1.08400 1.08400 1.08400T-1 SE Volcanes 35011 35018 2.50000 2.50000 2.50000T-1 SE Talpa 35005 35014 1.45291 1.45291 1.45291T-2 SE Grullo 35008 35007 0.33380 0.33380 0.33380

Conexión entre Nodos Base 100 MVATransformador Ubicación

MVA MVA

Nodo Nodo Id R(p.u.) X(p.u.) Charge (p.u.) R(p.u.) X(p.u.) Summer Emergency35013 35021 452 0.1341 0.2299 0.00002242 0.2338 1.0317 9.07 16.8235021 35023 452 0.2198 0.3768 0.00003674 0.3831 1.6907 9.07 16.8235023 35025 452 0.0552 0.0947 0.00000923 0.0962 0.4247 9.07 16.8235025 35026 452 0.1461 0.2505 0.00002443 0.2547 1.1240 9.07 16.8235026 35027 482 0.2055 0.1001 0.00000726 0.2402 0.3933 4.20 7.1335026 35028 486 0.2496 0.0797 0.00000557 0.2773 0.3139 3.22 5.3635028 35029 482 0.2401 0.1170 0.00000849 0.2808 0.4597 4.20 7.1335029 35030 482 0.7870 0.3835 0.00002781 0.9202 1.5064 4.20 7.1335030 35031 430 0.5440 0.2769 0.00001825 0.6362 1.0178 4.20 7.1335031 35032 482 0.3471 0.1691 0.00001227 0.4059 0.6645 4.20 7.1335032 35033 444 0.2599 0.1977 0.00001368 0.3263 0.7318 5.48 9.5235033 35034 444 0.5492 0.4177 0.00002891 0.6895 1.5462 5.48 9.5235034 35035 444 0.0625 0.0476 0.00000329 0.0785 0.1761 5.48 9.5235025 35036 432 1.0303 0.8220 0.00005979 1.3361 3.2818 5.32 8.8635028 35037 430 2.1714 1.1051 0.00007282 2.5390 4.0622 4.20 7.13

En base de 100 MVATramo Secuencia positiva Secuencia ceroFeederall

1414

ANALISIS EN PSS/E

4 …REGULACION Y PERDIDAS DEL CASO BASE REAL

Demanda máxima coincidente de las cargas conectadas en el busde 23.8 kV de las subestaciones

Nodo Nombre MW MVAR35012 TCT 3.1634 -0.221835013 SCM-5120 1.6531 -0.507535013 SCM-5130 0.9689 -0.378335013 SCM-5140 1.5348 -0.582535014 TPA 4.2201 -0.338035015 GRU 5.6915 0.042135016 AUT 9.2200 1.480037017 MZI 1.5575 0.595035018 VCS 1.6711 0.0323

Demanda máxima coincidente de las cargas del circuito SCM-5150

Nodo Nombre MW MVAR35021 San Cayetano 0.078000 0.00022635023 R Tacotan 0.014000 0.00004135025 R Ixtlahuacan 0.019000 0.00005535026 R U de T 0.049000 0.00014235027 U de T 1 0.500000 0.00145035028 R Ejutla 0.046000 0.00013335029 U de T 2 0.283000 0.00082135030 Sta Rosa 0.108000 0.00031335031 Bonete 0.008000 0.00002335032 R Auxiliar 0.000000 0.000000

Demandas coincidentes

Medicióndem. máxima

SCM-5150

Distribución de lademanda en

Feederall

Flujos de potencia de la redde media tensión

INSUMOS ANALISIS RESULTADOS INSUMOS

Demandas en nodos para análisis

PSS/E de redmedia tensión

Insumos de demandas en red MT

Comprobación del modelo de la red MTPérdidas calculadas con Feederall

Pérdidas calculadas con PSS/E

Voltaje más bajo en p.u.

Voltaje más bajo en p.u.

1515

FORMULAS BASICAS


SIMULACION CASO BASE REAL CON DEMANDA MINIMA DE LA CARGA Y SIN GENERACION

Voltaje red AT

Voltaje red MT

kW TOTALES DEL CASO BASE

kW DE LA RED DE MEDIA TENSION

%93.1100983.0

983.0002.1_Re% =−

= Xdmíngulación En media tensión.

%82.010000.730

95.5_% == XdmínPérdidas En el circuito SCM-5150.

%19.0100008.1

008.1006.1_Re% −=−

= Xdmíngulación En alta tensión.

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡generacióncon

instPérdidasoriginalcondición

instPérdidassgeneradorepor

instPérdidas_

.__

.__

._

100_

__Re% XrecepciónVoltaje

recepciónVoltajeenvioVoltajegulación −= 100% X

DemandaPérdidasPérdidas =

1616

COSTO DE LA INTERCONEXION EN MT (RED ACTUAL NO SOPORTA LA INTERCONEXION)


Obra Descripción Unidad Costo/Unidad Cantidad Costo/obra1 Construcción 1C-3F-4H-23.8 kV-477 ACSR (RURAL) km 251 138.07 48.00 12 054 627.362 Restaurador electrónico con telecontrol Pz 200 000.00 2.00 400 000.003 Punto de enlace con telecontrol Pz 200 000.00 1.00 200 000.004 Ampliación SE SCM 1T-3F-20 MVA 69/23 0/0 A 1.2 MVAR Jgo. 9 295 045.16 1.00 9 295 045.165 Alimentador 23.8 kV Pz 1 426 865.69 4.00 5 707 462.776 Pago por uso de derecho de via carretera federal km 20 000.00 21.87 437 400.00

Costo total de las obras de interconexión= 28 094 535.29

PENETRACION Y DISPERSION

=+

==∑∑ 100

91.14.776.5100% XX

PP

GDC

GDnpenetració 689.00 % 100

272100

##% XX

NCGDGDdispersión == =7.40 %

OPERACION DE LOS GENERADORES

Con factor de potencia constanteCon regulación o control de voltaje

EL ANALISIS ES A NIVEL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION Y SON PLANTAS NO DESPACHABLES, NI OPERAN EN ISLA DEBIDO A:

Problemas de operación con los recierres.Calidad de la energía (además de la restricción del caudal).

CONCEPTOS IMPORTANTES:

Nodo de carga (P Q)Nodo de generación (PV)Nodo compensador

1717

CASO BASE 115-23 MODIFICADO (ROBUSTO), ELEVACION VOLTAJE CON FP=1 (CTE.)


Voltaje max vs % de penetraciónnodo 35035

23.20

23.30

23.40

23.50

23.60

23.70

23.80

23.90

24.00

24.10

0.0%

27.5

%

55.0

%

82.6

%

110.

1%

137.

6%

165.

1%

213.

3%

282.

0%

350.

8%

419.

6%

% penetración

kV

Justificación para que los generadorescontrolen voltaje.

El Caso Base Real, es mas sensible aesta elevación.

Cuando controlan voltaje, se tiene que tomar en cuenta la capacidad de losgeneradores.

RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS (CONSIDERANDO CONTROL DE VOLTAJE)

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Caso Base Real 163.25 0.82% 1.93% -0.20% 853.9 1.90% 4.21% 4.47% NF NF NF NF NF NF NF NFCaso Base Real Modificado 161.7 0.52% 1.63% -0.40% 837.6 1.13% 3.37% 4.15% 616.3 3.80% 0.62% -0.50% 669.6 3.48% 2.30% 2.13%Caso Base Real (año 2012) 211.9 0.91% 2.36% 0.20% 1157.5 2.22% 5.27% 6.24% NF NF NF NF NF NF NF NFCaso Base Real Modificado (año 2012) 209.7 0.58% 1.95% 0.20% 1132.4 1.32% 4.07% 5.80% 597.1 3.76% 0.82% -0.40% 775.4 3.41% 2.73% 3.08%

CASO CONDICION

Demanda mínima (carga)sin generación sin generación

Demanda mínima (carga)con generación

Demanda máxima (carga)con generación

Demanda máxima (carga)

1818

LOS GENERADORES AL REGULAR VOLTAJE SACRIFICAN LAS PERDIDAS



Pérdidas MT sin compensación


Pérdidas MT con capacitores nodo 35035, los generadoresse subexcitan más.Se puede llegar al limite de sucapacidad.

AL QUITAR “CONTROL DE VOLTAJE” Y COMPENSAR CON LOS GENERADORES,SE TIENE ALTO VOLTAJE.


1919

FORMULAS BASICAS PARA LA CUANTIFICACION DE LA PERDIDAS DE ENERGIA


⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ificadacondición

energíaPérdidasoriginalcondiciónenergíaPérdidas

energíaducción

mod__

__Re

máximaDemandapromedioDemandaFC

__

= ( )

( )( )henPeriodomáximaDemandakWhFC

___=

henPeriodo

kWhpromedioDemanda__

_ =

máximasPérdidaspromedioPérdidasFPp _

_= 285.015.0 FCFCFPp += ( )( )hpromedioPérdidasEp _=

recibidaEnergíaperdidaEnergíaPER

__

=Índice de pérdidas de la Zona=

Se hacen consideraciones para hacer un cálculo aproximado de las pérdidas de energía (kWh).

EFECTO DE LA INTERCONEXION DEL CASO BASE REAL MODIFICADO EN EL INDICE DE PERDIDAS DE LA ZONA

185 853 804.00 kWh17 981 248.00 kWh

9.67%9.95%

185 853 804.00 kWh17 658 009.56 kWh

9.50%9.95%

Perdidas Zona Costa año movil abril 2007 - marzo 2008, sin generación

Perdidas Zona Costa año movil abril 2007 - marzo 2008 con generación

Energía recibida=Energía perdida=% de pérdidas real=% de pérdidas meta=


2020

LOS GENERADORES ASINCRONOS EN EL CASO BASE REAL PROVOCAN PROBLEMAS DE VOLTAJE


Trigomil

Tacotán

Asíncronos

Asíncronos

Trigomil

Tacotán

Asíncronos

Asíncronos

Compensados75 %

Compensados100 %

Esto equipos ocupan compensación

Para el análisis de estos equipos, se propone como generador de con factor de potencia constante (nodo de carga).

No se recomienda el uso de esto generadores en niveles de penetración alto.

Comercialmente los generadores asíncronos son de menor costo en capacidades pequeñas,pero a partir de cierta capacidad los generadores síncronos son de menor costo.

2121

CASO BASE IDEAL

5 ANALISIS DE OTROS CASOS BASE

Pérdidas vs % de dispersión

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

0.0%

8.9%

17.8

%

24.4

%

33.3

%

40.0

%

48.9

%

57.8

%

64.4

%

73.3

%

80.0

%

88.9

%

97.8

%

Porciento de dispersión

Pér

dida

s kW

Mínimas pérdidas=55.7 kWNivel=100 %

Hay un nivel optimo de penetración en c/nodo Hay un nivel optimo de dispersión Pérdidas vs % de penetración

Generador en nodo 23

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

0.0%

4.4%

13.3

%

22.2

%

31.1

%

40.0

%

48.9

%

53.3

%

62.2

%

71.1

%

80.0

%

88.9

%

97.8

%

Porciento de penetración

Pérd

idas

kW

Mínimas pérdidas=160.5 kW Nivel=71.1%

2222

CASO BASE 115-23


Cambio de voltaje en Zona Costa.

Se aprovecha el caso para elanálisis de un sistema robusto.

Con 2 troncales en MT es el CasoBase 115-23 Modificado.

RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS

185 853 804.00 kWh

17 981 248.00 kWh9.67%9.95%

185 853 804.00 kWh18 410 839.83 kWh

9.91%9.95%





EFECTO EN LA ZONA COSTAP

érdi

das

inst

antá

neas

to

tale

s (k

W)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Pér

dida

s in

stan

táne

as

tota

les

(kW

)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n A

T

Caso Base 115-23 88.7 0.82% 1.94% -1.67% 370.7 1.86% 4.17% -0.59% NF NF NF NF NF NF NF NFCaso Base 115-23 Modificado 86.7 0.53% 1.63% -1.67% 355.5 1.09% 3.31% -0.59% 539.6 3.67% -0.20% -1.86% 567.3 3.39% 1.86% -1.08%

CASO CONDICION





2323

CASO BASE AT


Con modificaciones a la red AT setiene el Caso AT Modificado

RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS

EFECTO EN LA ZONA COSTA

COSTO DE LAS OBRAS DE INTERCONEXION Obra Descripción Unidad Costo/Unidad Cantidad Costo/obra

1 69 kV - 1C - 1 km - 477 ACSR-TA (rural) terreno normal km 1574026.65 15.00 23 610 399.752 69 kV - 2C - 1 km - 477 ACSR-TA (rural) terreno normal km 2349331.86 11.50 27 017 316.393 Alimentador 69 kV Pz 3265856.75 2.00 6 531 713.504 Subestacionde de maniobras con 3 interruptores 69 kV Jgo. 17486372.59 1.00 17 486 372.595 Pago por derecho de paso linea de subtranmisión km 450000.00 26.50 11 925 000.00

Costo total de las obras de interconexión= 86 570 802.23

185 853 804.00 kWh

17 981 248.00 kWh9.67%9.95%

185 853 804.00 kWh16 745 665.89 kWh

9.01%9.95%





Pérd

idas

inst

antá

neas

to

tale

s (k

W)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n AT

Pérd

idas

inst

antá

neas

to

tale

s (k

W)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n AT

Pérd

idas

inst

antá

neas

to

tale

s (k

W)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n AT

Pérd

idas

inst

antá

neas

to

tale

s (k

W)

% P

érdi

das

MT

% R

egul

ació

n M

T

% R

egul

ació

n AT

Caso Base AT (69 kV) 157.3 NA NA -0.20% 816.7 NA NA 4.47% 230.8 NA NA 0.50% 279.2 NA NA 0.50%

CASO CONDICION





2424

EL INTERES DEL CALCULO DE CORTO CIRCUITO

6 CALCULOS DE CORTO CIRCUITO

Ante un proyecto real que se está llevando a cabo, se tuvieron las interrogantes: ¿En que magnitud cambiarán lo valores de corto circuito?¿Los equipos actuales soportaran los nuevos valores?

¿PORQUE ASPEN ONLINER?Oportunidad para conocer otros programas.Aspen OneLiner es el programa preferido por personal para la coordinación deprotecciones (formación de la base datos para las futuras coordinaciones).

Una parte de la red, ya se encuentra en este sistema, esta información se toma en cuentaúnicamente como referencia.

+

-V

j X1 j X2j X2 j X0

j 3 Xg

j X0

j 3 Xg

Red de secuencia positiva Red de secuencia ceroRed de secuencia negativa

REDES DE SECUENCIA

R + j X

___1____(G1 + j B1)

____1_____ (G2 + j B2)

R + j X

_____1____ (G10 + j B10)

_____1______ (G20 + j B20)

Red de secuencia positiva y negativa Red de secuencia cero

R + j X

___1____(G1 + j B1)

____1_____ (G2 + j B2)

R + j X

_____1____ (G10 + j B10)

_____1______ (G20 + j B20)

Red de secuencia positiva y negativa Red de secuencia cero

Delta-estrella aterrizada

j Xt j Xt j Xt

Red de secuencia positiva Red de secuencia ceroRed de secuencia negativa

Generador (estrella aterrizada)

Línea

Transformador de SE (CFE)

2525

CONSIDERACIONES


Voltaje de prefalla=1.No contribuyen corrientes de cargas.El cálculo se hace únicamente para Caso Base Real y Caso Base Real Modificado.

SELECCION DEL TIPO DE CONEXION DEL PERMISIONARIO

Lado LadoGenerador Media tensión

(CFE)

Delta Delta

Estrella- aterrizado Delta

Delta Estrella

Delta Estrella-aterrizado

No hay sobrevoltaje en los transformadoresunicornio (fase-neutro) y apartarrayos ante unafalla en F1. No hay aportación de corriente delinterruptor I (CFE) en una falla a tierra en F3.

La planta proporciona corriente de falla a tierra,ante fallas en F1 y F2.

Estrella- aterrizado

Estrella- aterrizado

No hay sobrevoltaje en los transformadoresunicornio (fase-neutro) ante una falla en F1.

El relevador I (CFE) responde ante una falla a tierraen F3.

No hay aportación de fallas a tierra en F1 y F2.Para la conexión Delta-Delta y Delta-Estrella nohay aportación de fallas a tierra del interruptor I(CFE) ante una falla en F3.

DesventajasVentajas

Puede ocasionar sobrevoltaje al disparar elInterruptor I (CFE) por falla a tierra en F1, lostransformadores de tensión reducida (fase-neutro)y apartarrayos de la red MT quedan sin referencia yante la falla pueden quedar a voltaje de línea (fase-fase) provocado por la conexion del transformadorde la planta.

2626

NECESIDAD DE UN EQUIVALENTE DE THEVENIN


Acatlán 69 0.00505 +j 0.03379 0.00196 +j 0.02525Tecomates 115 0.07014 +j 0.30139 0.20600 +j 0.85072

p.u. (base 100 MVASubestacion Bus Secuencia positiva y negativap.u. (base 100 MVA

Secuencia cero

Equivalente Thévenin

Voltaje nominal(kV) Amperes p.u. Ángulo Amperes p.u. Ángulo

Acatlán 69 24 488.0 29.27 -81.5 26 813.0 32.045 -82.6Tecomates 115 1 622.4 3.23 -76.9 1 008.0 2.008 -76.6

Falla trifásica Falla monofásicaSubestación

Información disponible

2727

VALORES DE FALLA CASO BASE REAL


NO BUS kV LOCATION 3LG(Amp) X/R 2LG(Amp) X/R 1LG(Amp) X/R LL(Amp) X/R3792 ATN-69 69 ATN-69 24464.8 6.7 26351.8 7.3 26791.8 7.7 21187.2 6.73956 TCS 115 TECOMATE 1614.9 4.3 1447.8 4.3 1001.2 4.2 1398.6 4.3

35002 TCT 69 TECOLOTL 1410.9 3.5 1267.6 3.4 779.3 3.0 1221.9 3.535003 SCM 69 SAN CLEM 927.0 3.5 832.0 3.4 505.8 2.9 802.8 3.535005 TPA 69 TALPA 464.6 2.7 414.1 2.7 261.5 2.6 402.4 2.735007 GRU 69 EL GRULL 581.1 2.8 518.5 2.8 331.4 2.7 503.3 2.835008 GRU 115 EL GRULL 981.2 4.2 880.0 4.2 595.2 4.0 849.7 4.235009 AUT 115 AUTLAN 1137.5 4.2 1018.5 4.2 694.4 4.1 985.1 4.235010 MZI 69 MEZQUITA 609.2 2.7 543.1 2.7 348.0 2.6 527.6 2.735011 VCS 69 VOLCANES 609.0 2.9 544.1 2.9 339.0 2.7 527.4 2.935012 TCT 1 23 TECOLOTL 1510.1 10.2 1679.8 12.3 1709.7 13.5 1307.8 10.235013 SCM 1 23.8 SAN CLEM 1138.7 8.9 1291.9 10.7 1314.4 11.6 986.1 8.9

VALORES DE FALLA CASO BASE REAL MODIFICADO CON GENERACION NO BUS kV LOCATION 3LG(Amp) X/R 2LG(Amp) X/R 1LG(Amp) X/R LL(Amp) X/R

3792 ATN-69 69 ATN-69 24659.8 6.7 26517.3 7.3 26942.0 7.7 21350.4 6.73956 TCS 115 TECOMATE 1614.9 4.3 1447.8 4.3 1001.2 4.2 1398.6 4.3

35002 TCT 69 TECOLOTL 1624.1 3.9 1449.6 3.7 817.8 3.0 1399.4 3.935003 SCM 69 SAN CLEM 1154.4 4.1 1025.8 3.9 543.8 3.0 991.5 4.035005 TPA 69 TALPA 516.6 2.8 457.9 2.8 271.4 2.7 445.7 2.835007 GRU 69 EL GRULL 664.2 3.0 588.6 2.9 347.3 2.8 572.4 3.035008 GRU 115 EL GRULL 981.2 4.2 880.0 4.2 595.2 4.0 849.7 4.235009 AUT 115 AUTLAN 1137.5 4.2 1018.5 4.2 694.4 4.1 985.1 4.235010 MZI 69 MEZQUITA 701.3 2.8 620.4 2.8 365.7 2.6 604.3 2.835011 VCS 69 VOLCANES 701.1 3.1 621.9 3.0 355.8 2.8 604.1 3.135012 TCT 1 23 TECOLOTL 1580.7 12.3 1734.7 14.8 1766.8 16.4 1366.8 12.235013 SCM 1 23.8 SAN CLEM 2497.8 7.2 2839.9 8.1 2877.4 8.4 2124.6 7.2

Para los fusibles de expulsión se requiere de los valores de falla de la red de primer cicloy para los interruptores se ocupan los valores de falla de la red de interrupción.

Para este caso, la red de primer ciclo y de interrupción son iguales según tabla 4-1 y 4-2 del libro rojo.

Para red de primer ciclo yde interrupción.

2828

DIAGRAMA OPERACION ACTUAL


DIAGRAMA OPERACION FUTURO

REVISION DE CAPACIDADES INTERRUPTIVAS DE LOS EQUIPOS ACTUALES CONGENERACION, METODO SIMPLIFICADO PUNTO 6.3.1 DEL IEEE Std C37.010-1999 (R2005)

Voltaje Medio Corriente Corriente de Tiempo denominal de nominal Interrupción interrupción Falla 3LG X Falla 1LG X

(kV) extinción (Amp) (Amp) (ciclos ó ms) (Amp) R (Amp) RInterruptor I-B Siemens 25.8 Vacío 1250 25000 40 ms 2497.8 7.2 2877.4 8.4Restaurador R-1 Multi Amp 25 Aceite 100 1400 ---- 1879.8 5.8 1775.2 4.8Restaurador R-2 Multi Amp 25 Aceite 100 1000 ---- 1534.3 2.9 1248.5 2.7Restaurador R-3 Nu-Lec 27 Vacío 630 12500 60 ms 1685.3 5.3 1413.5 4.1Cortacircuitos fusible (varios) 25 Aire 100 6000 1/2 ciclo 2497.8 7.2 2877.4 8.4Nota: Para los cortacircuitos se consideran que estan ubicados en las cercanias de la subestación San Clemente

Características del equipo

Equipo Marca

Valores de falla

2929

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Interconexión de la generación distribuida (GD) a la red MT: generadores síncronos, asíncronos y por medio de inversores (electrónica de potencia).

Las pequeñas plantas hidroeléctricas de presas de agua (energía renovable), actualmente pueden interconectarse por medio de generadores síncronos o asíncronos.

Dos conceptos importantes en GD: nivel de penetración y dispersión.

Operación de las plantas con generadores síncronos: FP constante y control de voltaje.

Dos tipos de nodos en la red MT: Nodo de carga y nodo de voltaje controlado.

Los generadores asíncronos requieren de compensación reactiva, esto los hace mas costosos a partir de cierta capacidad con respecto a los síncronos.

No se recomienda el uso de generadores asíncronos en niveles de penetración alto.

La subestación de un permisionario con generadores síncronos, no requiere compensación reactiva para su transformador.

.En niveles de penetración bajo, los generadores con FP=1 pueden operar sin causar problemas de voltaje, en niveles mayores se debe verificar la conveniencia de control de voltaje.

Con GD se debe verificar que se tenga capacidad en los conductores y en la subestación de distribución. En penetración alto se debe hacer un análisis más integral con AT.

3030



Cuando se tiene control de voltaje, de debe verificar que los generadores tengan capacidad para hacerlo, bajo esta condición no es factible cumplir con FP=1 solicitado por el suministrador.

En niveles de penetración alto y con control de voltaje, la regulación del circuito de distribución se vuelve en un parámetro controlado y las pérdidas se sacrifican por el control de voltaje.

Para la cuantificación de las pérdidas de energía, es necesario previamente hacer los análisis en demanda mínima y máxima de las carga de las siguientes redes: red original sin generación, red modificada sin generación y red modificada con generación.

Con las pérdidas instantáneas calculados en las condiciones anteriores, se puede hacer un cálculo aproximado del incremento o disminución de pérdidas de energía (kWh), para lo cual se requiere mediciones. Se recomienda para el cálculo aproximado de las pérdidas de energía usar los términos de factores de carga, de pérdidas y la fórmula empírica que relaciona estos factores.

Con relación al transformador del permisionario, se recomienda la conexión delta-estrella sólidamente aterrizado en el lado de la red de media tensión.

Con GD, es necesario revisar la coordinación de protecciones y las capacidades interruptivas de los equipos

3131



El personal técnico que realiza la Planeación de la Distribución debe ampliar sus conocimientos sobre generación distribuida y cambiar el concepto de este sistema.

Recomendación de otros trabajos:

Para niveles de penetración alto, se hace necesario interfaz FeederAll a Aspen-PSS/E.

Investigación sobre interconexión con inversores (electrónica de potencia).

Una guía técnica para los análisis de estabilidad transitoria y voltajes transitorios.

Evaluación económica por parte del suministrador ante los beneficios obtenidos con GD.

El aprovechamiento de la fuentes renovables ayuda a disminuir el agotamiento de las fuentes no renovables y sus problemas, se requiere la creación de un marco legal similar al Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en Materia de Aportaciones, que aplique concretamente para solicitudes de interconexión de fuentes de energía renovables; este marco normativo debe ser con espíritu de apoyo a este tipo de energías y fomentar con esto el desarrollo sustentable.

FIN DE PRESENTACION

“ANALISIS DE LA INTERCONEXION DE PEQUEÑAS PLANTAS DE ... · que tienen la responsabilidad de la...

Documents

Transcript of “ANALISIS DE LA INTERCONEXION DE PEQUEÑAS PLANTAS DE ... · que tienen la responsabilidad de la...