TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EH …
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TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EH LA ESIECIALIZACIÓN BE ELÉCTRICA DE LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAI» OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE QUITO BAJO CONDICIONES DE EMERGENCIA ENRIQUE RIBÁDEBEIRA BACA QUITO SEPTIEMBRE DE 1.971
Transcript of TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EH …
TESIS PREVIA
A LA OBTENCIÓN DEL TITULO
DE INGENIERO EH LA ESIECIALIZACIÓN BE
E L É C T R I C A
DE LA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAI»
OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE QUITO
BAJO CONDICIONES DE EMERGENCIA
ENRIQUE RIBÁDEBEIRA BACA
QUITO
SEPTIEMBRE DE 1.971
CERTIFICO QUE EL PRESENTE TRABAJO HA SIDO ELABORADO
POR EL SEÍJOR ENRIQUE RIBADENEIRA BACA.
DIRECTOR DE TESIS
Quito, Septiembre de 1.971
ÍNDICE GEI3ERAL
Pag
Capitulo I: Características Generales del sis-tema eléctrico ée la EEQ.
1.1. Antecedentes 1
1.2. Descripción general del sistema de la EEQ. .3
1.2.1. Sistema de generación 4
1.2.2. Sistema de transmisión y subestacio—nes principales 8
1.2.3. Sistema de subtransmisiÓn 10
1.2.4. Subestaciones de distribución . . . .11
1.2.5. Redes de distribución .16
I.3« Análisis del estado actual de la carga . . .16
1.4. Causas de la falta de potencia 25
1.4.1. Fallas en el sistema de transmisión .26
1.4.2. Pallas en las Centrales de genera* -ción 28
Capitulo II: El sistema Eléctrico de la EEQ bajocondiciones de emergencia.
II.1. Efectos en el sistema bajo condiciones - de--emergencia, medidas actuales 31
- ii -
Pag
II.2. Estudio comparativo de-las.posibles solu- -
clones 36
11.2*1. Incremento de generación 37
II.2.2. Desconexión de carga 38
II.3- Análisis matemático de la'respuesta de f»ecuencia del sistema ante.varios valores de.sobrecarga 40
II.3.1* Consideraciones preliminares. . . .41
II.3«2. Definición matemática de la variar
ció*n de la-frecuencia en-función —del tiempo 43
II.3-3- Obtención de las curvas caracterlsticas frecuencia vs. tiempo del —
sistema de la EEQ ante varios valo
res de sobrecarga * . .55
II.4. Reía de-baja frecuencia^ descripción ge- -
neral 72
11.4.1. Relé de baja frecuencia tipo.-- •- -
é&eotro mecánico . .74
11.4.2. Relé de baja.frecuencia en-estado
solido 76
II.5» Selección de límites-de frecuencia y-nive-
les de desconexiones 78
- iil -
II*5*1» Niveles de desconexiones 80
II.5»2. Caso A: 4 niveles de desconexión .85
II.5.3» Segunda posibilidad en el progra-ma de 4 niveles de desconexión . .113
II.5.4. Caso B: 5 niveles de desconexión .115
Capitulo III: Control a distancia de•las subestaciones de distribución.
111.1. Selección de la carga 121
III.1.1 Carga mínima de desconexión. . . .121
III.1.2.Carga máxima en las subestaciones
de distribución 130
III.l.%:Politica de prioridades en el es-cogimiento de los bloques de oargaen cada nivel de desconexión . . .134
111.2. Características del equipo de subtransmi-sión 141
111.2.1. Características-de los equipos--principales 141
111.2.2. Protección de baja frecuencia . .144
III.3* Control automático-manual a distancia. . .146
III.3.1. Importancia•del-control-a-distanoia 146
- iv -
- - - Pag,111,3.2. Principio de funcionamiento. . . 148
111.4. Restablecimiento del servicio 153
111.5. Concluciones 155
Bibliografía 160
- v -
IEDICE DE CUADROS
Cuadro 3SF* Pag
1. Características de los generadores del sistemade la B.E.Q 4a
2. Potencia instalada en las Centrales Hidroeléc-tricas 5
3* Potencia instalada en las Centrales Diesel . .6
4. Características de los transforoiadores de fuerza del sistema de la E.B.Q 8a
5« Características de las líneas-de transmisióndel sistema de la E.E.Q. * 9a
6. Subestaciones de Distribución» 12
7. Subestaciones de Distribución (futuras). . . .13
8. Caudales en el río San Pedro en el año 1.970 .17
9. Potencia máxima entregada por cada Central . .20
10. Demanda máxima y energía generada 21
11. Porcentaje de carga entregada por cada Central 24
12. Porcentaje de carga entregada por cada Cen-tral en el año 1.975 25
13. Porcentaje de carga - entregada por eada-uni- -dad en cada Central. 29
- vi -
Pag14. Momento de inercia de las Centrales ..... 55
15 . Momento de inercia de las - Centrales • en "base100 MVA ................... 58
16. Variación de frecuencia - con. el tiempo, para •«•varios valores de d ............. 63
1? • Curva frecuencia tiempo para 10$ de sobreoargo ..................... 66
18. Curva frecuencia tiempo para 20$ de-sobreoarga .................... 68
19. Curva. frecuencia tiempo. para 30$ de - sobrecarga ............. , ....... 69
20. Curva frecuencia tiempo -para 40$ de-sobrecarga ..................... 71
21* Curva- frecuencia tiempo -para §0$ de-sobreearga ........... . ......... 72
22. Segunda posibilidad de desconexión en.4-nive_les para el 50$ de sobrecarga ........ 114
23. Programa de desconexión en 5 niveles para elde sobrecarga .............. 120
24. Frecuencia de estabilización ........ 128
25* Porcentaje de carga -de desconexión en cada -uno de los niveles ............. 129
- vii -
26. Carga máxima - actual en -las- subestaciones dedistribuoi(5n ................ 131
27. Carga .máxima prevista para el año 1.975 enlas subestaciones de distribución ..... 133
- viii -
IÍ3DICB DE PLANOS
Plano
Diagrama unifilar del sistemaeláotrioo de •
Quito SEQ 1
Ubicación de las Centrales SEO 2
Áreas.servidas por las Subestaciones de - - -Quito SEO 3
- iz *
IKDICE DE GRÁFICOS
Gráfico
Característica de frecuencia para una so-
brecarga del 30$ y varios valores de d ... 1
Curvas características frecuencia tiempo . . 2
Características tiempo frecuencia del relétipo CFF 3
Diagrama típico del relé CF51 4
Curvas características frecuencia tiampo en
un programa de 4 niveles, para.10 y 20$ de-
sobrecarga 5
Curvas características frecuencia tiempo en
un programa de-4-nivelesj para-JO y 40$ de- •
sobrecarga 6
Curvas características frecuencia tiempo en
un programa de.4-niveles, para-50$-de sobre -
carga 7
Curvas características frecuencia tiempo enun programa de 4 niveles, para,50$.de sobre .
carga (2da. posibilidad) 8
Curvas características frecuencia tiempo en
un programa.de-5-niveles, para-50$.de sobre .
carga 9
Carga mínima de - desconexión- en un.programa - .
de 5 niveles 10
Gráfico
Carga mínima-de desconexión, en-un programa-de 4 niveles 11
Protección de baja frecuencia, en las subes-"taoiones existentes 12
Diagramas de bloques del sistema HEDAC II * 13
CAPITULO I
OARACÜKBBISTIOAS GEEERAXES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE XA -
ELECEBICA "QUITO* S.A»
1*1* Antecedentes.-
todos los aspectos en la vida de un país, espe-cialmente los sectores industriales, se ven grandementeincrementados dependiendo de un adecuado suministro deenergia eléctrica. Este suministro de energía eléctri-ca debe ser tal que cumpla con dos condiciones básicas:la primera de ellas tiene que ver con la planificación,7 escocimiento de equipos de tal manera de poder sumi-nistrar energía con el grado deseado de continuidad y -constancia del voltaje 7 frecuencia; la segunda condi--oión relaciona a la planificación 7 la operación, 7 es-que el equipo esoojido e instalado debe ser tal que conla combinación de operación determinada se logré suplirla energía al mínimo costo. Como se puede apreciar es-tas dos condiciones son similares 7 deben ser int imamente ligadas para obtener un grado de eficiencia alto*
Todas las medidas que se puedan tomar en el di-seño 7 operación de un sistema eléctrico así como la r£serva de potencia en giro con las cuales se opera siem-pre existe el peligro potencial de un grave déficit de-pot encía, debido a alguna o algunas combinaciones de falia 7 a condiciones especiales en el sistema de genera-oión-transmisión. Estas perturbaciones en el sistema,-
pueden ocasionar la salida intempestiva de unidades ge-neradoras y/o desconexión de líneas de transmisión u —otros equiposi lo que inevitablemente ocasiona un défi-cit de generación frente al valor de la demanda. Talessituaciones si no son debidamente atendidas, llegan a -ocasionar el colapso total del sistema, tal como ha ocurrido en diversas oportunidades en el sistema servido -por la Empresa Eléctrica "Quito11 S«A«
De esta forma, al producirse la eventualidad deun déficit de generación respecto a la carga del siste-ma, la frecuencia caerá siguiendo una cierta curva en -el tiempo, fijada según las Centrales en servicio, el -consumo conectado en el instante de la falla, la reser-va en giro disponible en el sistema y el déficit mi sino-de generación.
Estas condiciones de baja frecuencia, deben sercorregidas con la suficiente rapidez de tal manera de -evitar posibles daños en las instalaciones eléctricas -tanto de la Empresa como de los abonados; en la prácti-ca no se obtiene para la mayoría de los casos suficien-te velocidad del personal a cargo de la Oficina de Des-pacho de Carga, lo cual aconseja que necesariamente elsistema de protección ante este tipo de emergencias de-be ser automatizado*
Si presente estudio se aplicará al sistema de -la Bapresa Eléctrica "Quito" S.A., que en adelante se -
llamará EBQ, pero ouando el sistema adquiera su oonfi--guración definitiva, es deoir según los planes de eipansiÓn en el año de 1*975» ouando la última Central Eléc-trica de "La Mica" entre en funcionamiento. Esta oonsideración la hacemos en vista de que actualmente existe-el proyecto de remodelar casi la totalidad del sistema,de transmisión, completar las redes de subtransmisiÓn ylas subestaciones de distribución y sobre todo que es -un hecho ya la construcción de las Centrales Hidroeléc-tricas de "Jayón" y "Pasochoa".
lia remodelación en las líneas de transmisión a-«feota principalmente a la Central de "Guangopolo", y —"Los Chillos ", las cuales llegan actualmente a 22 KT yla subestación Sur, serán cambiadas a 4-6 KV y la línea-de la Central líos Chillos será desviada a la Central -de Guangopolo, también está a 46 KV.
1.2. Descripción General del sistema de la EEQ«~
La BEQ tiene un área de concesión que sirve al -Cantón Quito, dentro del cual se destaca la ciudad de -Quito, Capital de la República del Ecuador. Quito se -encuentra localizada en el seetvr ñor-central de loe Andes, a una altura media de 2.800 metros sobre el nivel-del mar, 78* 29* $61, de longitud Oeste d© Grienwich, -OB 12* 57" latitud Sur* Dentro del Cantón, además debeservir a las Parroquias Rurales cuya altura sobre el ni
vel del mar oscila entre 2.300 y 3.200 metros»
Climatéricamente se encuentran marcados dos pe_ríodos; invierno y verano, £1 primero que cubre losmeses de Octubre a Mayo, oaraoterizandose por la pre-sencia de fuertes lluvias, normalmente a partir de —las 14 a las 1S horas. £1 segundo período comprendi-do entre los meses de Junio a Septiembre con fuerte -temperatura y mínima presencia de lluvias*
1,2,1. Sistema de Generación*-
La EEQ, genera actualmente un 97$ de la ener—gía total que distribuye, en la ¿poca en que este es-tudio se desarrollará asumiremos que la EEQ generará-el 100# de la energía y que por lo mismo no existe unconvenio de compra-venta de energía, esta considera—ción se hace en vista de que segán los planes de la -EEQ, la energía a comprarse de las Centrales de Papa-llacta y Machaohi va disminuyendo segiín las Centralesen proyecto se tornen en una realidad. Naturalmente-que esta situación cambiará cuando el Instituto Ecua-toriano de Electrificación (I1SECEL), ponga en servi—ció la Central Hidroeléctrica de Pisayambo de la-cualla EEQ será el principal y más grande consumidor*
El sistema de generación hidráulica e«tara —compuesto por las siguientes Centrales: •Gumbayá*, -*5ayó*n% "Guangopolo*, HLa Mica", *Pasochoa% y "Los-
Cuadro N° 1.- Características
EJEC0113TRUCTOR
Ai O LE FABHICACICN
REVOLUCIONA POR KIMTJTO(RBl5
POTENCIA NOMINAL (KVA)
FACTOR LE POTENCIA NOMINALVOLTAJE NOMINAL (VOI/TIOS)
LE LOS EMBOBÍNA-
LüSí T)I3 LA ARMADU>íA(urAi!iio3/fase
LEL CAMPO a 7500)RELACIÓN LE CORTOCIRCUITO
REACTANCIA siNCRONicA(p.a.)xdXq.CAPACIDAD LE CARGA LE LINEA
(KVAR A FACTOR LE POTENCIA
CERO EN ALELANTO)CAPACILAD COMO CONDENSADOR
(KVAr 4 FACTOR DE POTENCIA
CERO m ATRASO)REGULACION(A 100& DE CARGA,eos p 0.9;REACTANCIA Dfí SECUENCIA NW-
CATIVA POR FASE X2 (p.n. )REACTANCIA DE SECUENCIA CE-RO POR FASE Xo (p.u.)REACTANCIAS SUBTRÁFSIfflORIAS
(p.u.) X»d.X»CL
.EACTANCIA TRANSITORIA X'd.p.u.)
CONSTANTE DE TIEMPO TRANS.
DIRECTO EN VACIO T'd(aeg.)CONSTANTE DE TIEMPO DIHiuCTO
EN CORTOCIRCUITO Td (seg.)
NUMERO DE UNIDADES
Chillos*, cuyas oaraoterísticas se indioan en eldro I* 1.
oua-
IA potencia instalada en oada una de las Cen-trales Hidroeléctricas es la siguientes
Cuadro £* 2.-
CENTRA!
Cuabayá
Sayón
Guangopolo
La Mica
Pasoohoa
Los Chillos
TOTAX
TOTEHCIA INSIAUíaKW
40.000
30.000
9.400
20.000
4.500
1.760
105.660
EVA
44.444
33.333
11.500
22.222
5*625
2.200
119.323
PACTOR DB
20TE2JCIA
0.9
0.9
0.8-0.85
0.9
0,8
0.8
El sistema de generación térmica está compues-to por: la Central Diesel N* 1, ubicada en el seotorde la Carolina, de esta oiudad y la Central Diesel H*2» que se instalará en los terrenos vecinos a la Su-bestación Sur (Barrio iulunooto de esta ciudad), que-tendrá una potencia instalada siguiente:
Cuadro N« 3.-
CENTRAL
ENTRAL DIESEL N* 1
CENTRAL DIESEL N« 2
TOTAL
POTENCIA INSTALADAEff
14.345
17.720
32.062
A.VA
17.931
20.150
40.081
FACTOR DEPOTENCIA
0.8
0,8
Las Centrales de "Gruangopolo", "Cumbayá* y "Nayó*n% están alimentadas por las aguas del Río san Pe-dro. En la Central de Guangopolo mediante un desvio-en el Río San Pedro y un desvio auxiliar en el Río Pita, se lleva las* aguas mediante un canal con oapaoi--dad para 18 metros otfbicos por segundo a un reservo—rio de regulación diaria, y de 90.000 metros ctibieos-de capacidad. Para la Central de Cumbayá, mediante -una bocatoma en el RÍO San Pedro se desvian las aguasque han sido aprovechadas en Guangopolo .más los rema-nentes propios del río, hacia un túnel que desembooa-en el otro reservorio de regulación diaria» de 360.000metros cúbicos de volumen, este túnel tiene una capa-cidad para 21 metros oiíbioos por segundo. La Centralde Nayó*n sucede en forma similar pues el túnel de - -
aducción de las aguas de capacidad para 36 metros cú-bicos por segundo, receje el agua en el oanal de des-carga de la Central Cumbayá y mediante un desvio auxiliar y un túnel de 18 metros cúbicos por segundo de -capacidad, se aprovechará las aguas remanentes del --Río San Pedro, esta Central no dispondrá de reservo—rio sino de un tanque de presión de 4*400 metros odbieos de capacidad*
La Central de Paaoohoa está alimentada por lasaguas del Río Pita* afluente del Río San Pedro, las -aguas salen a la quebrada de Langulagua que va a de-sembocar en el San Pedro, estas aguas parte serán a--proveohadas por la Empresa Municipal de Agua Potable,y parte engrosará el caudal en las Centrales de Guan-gopolo, Cumbayá y Hayan. lia Central de Los Chillos -tambltfn aprovecha aguas abajo el caudal del Río Pita,y descarga en el Río Santa Clara afluente del San Pe-dro, estas aguas son también aprovechadas por las de-más Centrales.
Xa Central de La Mica, aprovechará las aguas dela laguna del mismo nombre producto de los deshielos-del Antiaana, descarga en la quebrada El Carmen para-luego formar el RÍO San Pedro.
Una idea global del sistema hidrológico del —cual aprovechan las diferentes Centrales se Indican -en el plano Hfl 1.
La Central Cumbayá tiene dos tuberías de pre-sión de 2,44 metros de diámetro, cada una de las cua-les alimenta a dos turbinas, la capacidad de cada unade estas es igual a 18 metros o líbicos por segundo.
En Gruangopolo existen 3 tuberías de presión —oon una capacidad total de 18 metros cúbicos por se--gundo* La Central de NayÓn dispondrá de dos tuberíasuna para cada unidad, de 18 metros míticos por segun-do de capacidady cada una de ellas; la Central de Pa-soohoa está diseñada para alimentar a 2 turbinas me-diante una tubería de presión de 3*0 metros clíbicos -de capacidad nominal*
En cuanto a los transformadores de elevación -de oaéa Central, las características de cada uno de -ellos se indican en el Cuadro K* 4*
1.2.2. Si a tema de Transmisión v_ Subestaciones Princi-
pales, -
Luego de que todos los planes de remodelaoiÓn-y cambio de tensión en las líneas de transmisión se -hayan llevado a cabo el sistema contará básicamente -oon dos líneas de dos circuitos cada una que llegarána la Subestación Norte y dos líneas de un circuito —oada una a la Subestación Sur.
Las líneas que llegan a la Subestación Norte -corresponden a las líneas Cumbayá-Quito oon una longitud de 6*200 metros. La energía de la Central NayÓn,es transportada mediante una línea de transmisión 5a-yón-Cumbayá, esta tiene una longitud de 3*000 metros.
Los dos circuitos que llegan a la Subestaoión-Sur corresponden a las líneas Guangopolo-Quito oon --una longitud de 6*800 metros, así mismo las líneas detransmisión de las Centrales Pasochoa, Los Chillos yLa Mica, van a dar a la Central Guangopolo oon unas -longitudes de 18,000 y 17*000 y 25*000 metros respec-tivamente*
las características principales de cada una deestas líneas se indican en el Cuadro H& 5*
La Central Diesel N* 1, mediante su línea de -transmisión llegará hasta la Subestación Norte y la -Central Diesel N* 2, a la Subestación Sur, estas lí—neas tienen unas longitudes pequeñas, especialmente -la segunda puesto que la Central estará instalada junto a los terrenos ocupados por la Subestación Sur.
Las Subestaciones principales son dos, denomi-nadas Norte y Sur* Como se ha dicho anteriormente a-la Subestación Norte llegan las líneas provenientes -de las Centrales Hidroeléctricas de Nayón, Cumbayá yde la Central Diesel N* lt en esta subestación así «
- 10 -
mismo se cierra el anillo de subtransmisión, esta es-una Subestación solamente de seooionamiento* La Su-bestación Sur en cambio mantendrá dos voltajes, 22 y-46 KV, los Guales estarán acoplados mediante dos autotransformadores» Al lado de 46 KV estarán las líneasde transmisión que llegan de Guangopolo la interoonegoiÓn del anillo de Subtransmisión y la llegada de la-Central Diesel Ha 2; al lado de 22 KT se encuentran -la salida de los primarios a las Subestaciones N* 2 y3 y la línea de transmisión de Maohaohi que aotualmente vende la energía a la EEQ, pero que en el futuro -se espera se convertirá en consumidor*
1.2.4* Sistema de Subtranemisi ón • -
sistema de Subtransmisión consistirá de un-anillo que praotioamente circundará la ciudad, el mis_mo que tiene sus orígenes en las Subestaciones Borte-y Sur | este anillo formado básicamente por los "ba- -rras* Este y Oeste tendrá aeocionamiento mediante uninterruptor en aceite en cada una de estas barras lascuales lógicamente estarán normalmente cerradas y se-rán abiertas solamente ante casos de emergencia o confines de operación.
Sodas estas barras estarán sirviendo al volta-je de 46 EY. Las subestaciones están alimentadas . me-diante derivaciones de las barras antes indicadas*
- 11 -
El sistema de subtransmisión en oasi la total¿dad del sistema sirve a la tensión de 46 £V, exeep- -toando la zona Sur de la ciudad la cual tiene la ten-sión de 22 £7.
Bate sistema de aubtransmisiÓn ante una posi—ble falla en la alimentación de una subestación, estará oomplementado mediante una transferencia automáti-ca de oarga en el lado de distribución propiamente d¿cha, pues al nivel de 6.3 KV, las Subestaciones sitúadas frente a frente estarán interconeotadas por -oir--ouitos primarios expresos, normalmente abiertos* Es-to sucederá entre las subestaciones H* 12, 10, 8 y 6,con las Subestaciones N* 11» 9» 7 y 5 respeotivamen—te.
1.2.4. Subestaciones de Distribución.-
Las subestaciones de distribución son en gene-ral de tipo intemperie con transformador 46/6.3 KY, -actualmente de 5*000/6.250 O"A, OA/PA, y en el futurode 8.000/10.000 EVA, OA/PA, el transformador tiene —una conexión delta/estrella con neutro a tierra.
En el cuadro ZT* 6, se indican las oaraoterísticas de las Subestaciones instaladas actualmente y en-el Cuadro N« 7 las Subestaciones con todas las modifioa o iones contempladas dentro de los planes de expan—sión de la EBQ.
- 12 •*Cuadro N° 6.- Subestaciones de distrioubitfn».
(a Diciembre de 1.970)
SUBESTACIÓN
1 . De propiedad de
Bocatoma— Guangopolo
Hospitalillo
Argelia
PT°2
M" 2
tí* 3
Eí° 6
N° 8
K° 9
BT° 10
fr° 11W° 12
ÍT° 14
pr« 16
W» 17
2. De propiedad Pa
El Recreo
INLAP
VOLTAJüB (KV)
la Empresa.
22/2.3
22/6.3
22/6.3
22/6.3
22/4.16
22/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
47/22/6.3
SUBTOTAL
rticular
22/4.16/2.3
22/13.2/7.2
SUBTOTALTOTAL
CAPACIDAD (KVA)
600
1.000
1,500
2,400
1,600
4.000
6,250
6.250
6.250
6,250
6,250
6.250
6.250
6.250
4.000
65.100
2.500
7503.250
68.350
- 13 -Cuadro ]&• 7.- Subestaciones d« distribución.-
SUBESTACIÓN
1 . De propiedad de la Itopre
Booatoma-Guangopolo
Hospitalillo
Argelia
N» 2
tt° 3
ir0 5sr° 6H° 7
ÍI° 8
JTO 9
ÍT° 10
K° 11
N° 12
K° 13
N° 14
K» 1$
N° 17
N° 19
San Rafael
2» De propiedad Particular
El Recreo
INIAP
1
VOLTAJES (KV)
ea
22/2.3
22/6.3
22/6.3
22/6.3
22/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/6.3
46/13.2
46/13.2SUBTOTAL
22/4.16/2.3
22/13.2/7.2SUBTOTALT O T A L . . .
CAPACIDAD (KVA)
600
1.500
3.000
4.000
4.000
6.250
6.250
6.250
6.250
10.000
10.000
10.000
10,000
6.250
6.250
10.000
6.25010.000
3.0001191850
2.500750
3.250. 123.100
- 14 -
Los circuitos primarios de salida están protegidos mediante un interruptor automático en aceite,con un sistema de recierre automático y graduable (reoloser)*
Para la Distribución en las Parroquias Hor-Centrales se ha escogido un voltaje de distribución de-13*2 KV, alimentados oon la Subestación Nf 19, lo mismo sucede para el sector del Talle de los Chillos queparten de la Subestación de San Rafael.
Las Subestaciones que alimentan la zona Sur dela ciudad tienen bajas capacidades en transformadoresy serán servidas oon un voltaje de 22 KV, en el lado-de alta tensión. Be la Central de Guangopolo parte-un circuito de alimentación a la.zona rural de 6.3 -KV, Oumbayá un circuito de 23A3«2 KV, oon neutro mu"!tiple a tierra que interooneota oon la Central de Pa-pallacta y sirve como primario de distribución a lasParroquias Hor-Occidentales del Cantón Quito, de estaCentral está previsto también un sistema primario de-distribución a 13.2 KV.
En general la Subestación está compuesta por -los siguientes dispositivos, empezando en el lado primarlo: un juego de barras secoionadoras y fusibles -de protección, transformador tipo intemperie OA/PA, -un interruptor automático sumergido en aceite, barrascolectoras de las cuales parten los circuitos prima—
- 15 -
ríos, cada uno de los cuales está protegido oon un --interruptor con recierre automático. Tanto en el la-do de alta como en el de baja tensión existen juegos-de pararrayos.
1.2.5» Redes de Distribución»-
En la actualidad existen los siguientes volta-jes primarios de alimentación: 6.300 voltios sin neutro, 23.000/13.200 voltios oon neutro múltiple a tie-rra, 2.300 voltios con neutro y 4.160 voltios sin neutro; estos dos líltirnos están siendo eliminados y reemplasados por el de 6.300 voltios. Además se añadiránlos voltajes de 13*2 KY oon neutro múltiple a tierra,para la distribución en la zona periférica norte de -la ciudad*
El sistema de distribución es básicamente de-tipo radial» exceptuando en la zona comercial de la -ciudad un área mallada debido a la alta concentraciónde carga.
Tanto la red de alta como la de baja tensión -en un 70% están formadas por redes aéreas oon trans-formadores montados en postes de hormigón, el restan-te 30#, está formado por redes subterráneas, los ca--bles son enterrados directamente en el suelo y los —transformadores en casetas. Los conductores oon en -la mayoría de cobre cableado pero en la actualidad se
- 16 -
ha empezado a experimentar oon oonduotor de alea o i on-de aluminio y oon ÁCSR. La red de baja tensión bási-camente tiene dos sistemas i trifásico a 4 hilos 210/121 voltios y monofásica a 3 hilos 120/240 voltios; -en áreas de alta densidad de carga la red de baja tensi<5n se encuentra interoonectada a los diferentes - -transformadores y es de tipo radial en las zonas de-baja densidad de carga, especialmente en las zonas —•típicas rurales*
Una idea global del sistema se indica en el --diagrama unifilar del mismo (Plano N* 2).
1*3» Análisis del estado actual de la carga.-
Como se ha dicho en el numeral 2*1* las Centrales hidroeléctricas del sistema de Quito están servi-das del sistema hidrológico del Río San Pedro, los —caudales del mencionado río varían notablemente en eltranscurso del año distinguiéndose los meses de Junioa Septiembre por su bajo caudal.
Esto ocasiona un déficit muy agudo de energía-disponible en las Centrales, especialmente en Guango-polo, Cumbayá y en el futuro estará también afectada-la Central Hayan*
A manera de ilustración a continuación se indican los caudales medios, máximos y mínimos registrados
- 17 -
en el año de 1*970*
Cuadro u» 8.- Caudales en el río San Pedro en el año-
1*970, caudal ar/segundo.-
Enero
Febrero
Marzo
A.bril
«ayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
MÁXIMO
27,7
37.1
32.3
23.2
25.1
19.6
15.8
14.3
14.6
17.5
24.9
25.5
PROMEDIO
19.6
23.2
21.6
19.3
20.5
17.7
13.1
11.4
11.8
12.7
18.6
17.8
MÍNIMO
U.8
16.1
16.3
16.5
17.6
16*0
11.3
9.5
10.5
10.6
14*8
14.6
En este cuadro se puede observar claramente —que los caudales medios de los meses de Julio a Octu-
- 18 -
bre inclusive son todos menores que 13*1 metros ciíbi-oos por segundo, mientras que en los meses restantes-no ha bajado de 17*7 metros cúbicos por segundo. Enla ¿poca de estiaje tenemos un promedio de 12*2 y eninvierno 19*8 metros cabioos por segundo, es decir --que en verano el caudal medio es de alrededor del 61#del caudal medio en invierno. Esta situación en la -apoca de verano oolooa al sistema en una situación —muy desventajosa impidiéndole en muchos casos cubrir-las necesidades de energía en el sistema. Obligando-a la EEQ a tomar medidas de emergencia, las cuales --podemos resumirlas en las siguientes:
a) Se ha bajado el voltaje del sistema en generalen un 75É (de 46 KV a 43 KV en transmisión) conel objeto de restringir la carga del sistema»
b) En ¿pocas de estiaje la Central Diesel H* 1, -ha tomado carga durante las 24 horas del día -con el objeto de acumular suficiente agua en -los reservorios para la hora de pico.
o) Gomo última medida se ha programado las suspenalones de ciertas áreas de la ciudad en un ho-rario que varía según el déficit mismo de agua»registrándose un máximo tiempo de desconexión,desde las 8 a 19 horas del día.
La situación eponomioa de la Empresa que le ha
Cuadro
- 20 -
FHJCHA
1-970
Miércoles 21-Sne,
Miércoles 27-Feb.
Jueves 12-Marso
Miérooles-8-Abr;
Martes 27-Mayo
Lunes 8-Junio
Miércoles 8-Jul.
Jueves 6— Agosto
Martes 29-Sept.
Lunes 26-Ootub.
Jueves 19-Nov.
Jueves 10-Dio.
1.971
Jueves 14-Enero
Jueves 18-Feb.
Martes 22-Marso
Martes 27-Abril
Viernes 7-Mayo
HORA
19tOO
19:00
19:30
19:00
19:00
19:00
19:30
19:30
19:00
19iOO
19:30
19:00
19:00
19:30
19:00
19¡00
19:00
POTENCIA ENTRliXUDA POR CADA VER
3umhaya—
36.8
37-1
37.0
35-2
37*6
3S.1
33-1
32.0
32.3
34.8
37-1
37.3
38.5
39-9
40.0
40.0
38.9
Guan-gopo-
lo
9-4
9.5
9-5
y. 510.0
9.5
9-5
7.5
9.0
9-0
9.5
9.5
9.5
9-5
9.5
9-5
9-5
Machaohi-
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.5
0.8
0.50.8
0.8
_ »
0.8
0.8
0.8
1.0
Chi-llos
1.8
1.80
1.80
1.80
1.80
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
1.8
•
Gua-pulo
0.40.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.4
0.6
0.6
0.6
_ -
0.6
0.6
Pifo
0.90
0.80
0.85
0.6
0.7
0.8
0.9
0.7
0.7
0,6
0.7
0.6
„ _
0.6
- -
— —
Op.AL (MW) ]
'Die-sel
3.0
4-5
3.0
5.0
4.4
3.0
8.5
8.7
9.2
9-0
7.0
7.0
5.0
7.0
7.0
8.1
8a
TOTAL
53.100
55-1
53.55
53.7
55-954-6
55-2
51.8
54-4
55.757.2
57-7
56.0
59.6
¿9.760.8
59.9
Días en ctue ha habido suspensiones de servicio
-21 -
oir que la reserva en giro oscila entre el 1 y 3 %* -Por lo mismo el sistema ante un déficit de potencia,-del orden de 1096 6 más es tremendamente inestable, --razón por la cual en repetidas ocasiones se han produoido los llamados "apagones generales*.
Hacia el lado de distribución, las subestacio-nes que sirven a ciertas -áreas se encuentran sobreoargadas a la hora de máTlma demanda, razón por la cualla EBO•, en sus planes a previsto ya el equipamlento-oon transformadores de mayor potencia, esto se puedeobservar en los cuadros Hos. 6 y 7*
De los análisis anteriormente realizados se —-puede deducir que la situación actual de la Empresa -es realmente crítica, aun más si se considera que losplanes de expansión deberán durar aán más por la si-tuación económica por la cual atraviesa.
Para los años venideros la potencia y energía-que requerirá el sistema, en base de una proyecciónsimple relacionada en sus orígenes con los datos his-torióos 0» la siguiente:
Cuadro B* 10.-
- 22 -
A&ODATOS
HISTOHIOOS
1.9661.9671.9681.9691.970
PBOrBCCIOH:
1.9711.9721.9731.9741.975
EKBRaiA GENERADA(MWH)
178,539196.805219*805238.925262.253
292.038318.595352.926392.867440.011
DJ3MAKDA MAZIMAANUAL (MW)
40.0545.2049.4054.1057.70
67.7070.4079.8087.9097.50
Esta proyección se ha realizado tomando en - -cuenta las restricciones de servicio ocurridas en loeaños anteriores y asumiendo aumento limitado en los -años 72 y 73» en los cuales se supone el aumento no -será el normal por el voltaje "bajo que deberá mante—nerse, para los años siguientes se ha determinado un-oreoimiento del 12£f en energía, como el propio del-sistema, en base a la energía generada en cada año, -se ha determinado la potencia q Cri™* anual en base al
- 23 -
escocimiento del faotor de oarga diario de los años -históricos. En este oaso el faotor de oarga se ha --determinado es el de 5L5# anual, en base a Tin prome-dio aritmético de todos los faotores de oarga regis-trados y que no se alejan más de un 5# del promedio -total.
Con el fin de proporcionar la potencia 7 ener-gía necesarias para cubrir la demanda, para este año,se prevée la instalación de 2 grupos termoeléctrioos-en la Central Diesel N* 1 de una capacidad total de -4*5QO KW, y en la Central Diesel Nos. 2 y 4, grupos -de un total de 8.720 KW. Para el próximo año en la-Central Diesel Jf* 2, se instalarán 3 ¿ 4 grupos termoeléctricos de un total de 9*000 KVf. Todos esto gru-pos iníeialmente están programados para trabajos a lahora de máxima demanda en la época de invierno y de -base en la época de verano para acumular suficiente -agua en los reservorios para la hora de máxima deman-da. Para cuando entren en servicio las Centrales de-Nayó*n, La Mica y Pasochoa, se preveo, que estas Cen-trales suplirán muy poca energía según los cálculos -de probabilidad de caudal en el RÍO San Pedro.
Actualmente la potencia necesaria para oubrir-el pico diario está distribuida en las diferentes Gentrales de la siguiente manera, en el año de 1.970:
- 24 -
Cuadro H* 11.-
INVIERNO
VERAHO
CUMBAYA
68.0*
61.0*
GTJAKGOP010
17.3*
16.2*
CHILLOS
3.25*
3.3 *
GUAFÜLO
1.0*
1.1*
DIESEL
8.4*
16.4*
MACHIOHI YPIPO
3.055*
2.0 ?¡
Por motivos de dáfioit de energía en la ¿poca de-verano es necesario así mismo comprar energía a las Cen-trales de Papallaota y Machaohi, la misma que cada año -va disminuyendo segiín vayan entrando las nuevas Centra--les en servicio, hasta la entrada de la Central Pisayam-bo, ¿poca en la cual no se necesitará comprar esta ener-gía.
En tase a los datos de generación a la hora de —máxima demanda del año de 1.970, (Cuadro N* 9), nos da -un promedio de 54.8 MW, de potencia a la hora de pico, -esto representa un 95* cíe la demanda TnaVl ma anual de - -57.7 Mtf. Para el año de 1.975, partiendo de la demanda-máxima anual de 97*50 (Cuadro N« 10), y el porcentaje repveseatativo antes indicado podemos deoir que el promediode las demandas máximas mensuales son de 92.6 MW, en el-ouadro Hft 12, se indica la forma aproximada de oubrir elpico.para la generación máxima mensual promedio del año-de 1.975.
- 25 -
Cuadro 12.-
CEHTRAL
Cumbayá
Sayón
La Mica
Guangopolo
Pasochoa
Loe Chillos
PORCENTAJE DE CARGAEK El ASO DE 1.970
(54.8 m)
65. 0
17. 0#
3.3Í
PORCENTAJE DE CAÍGA EB EL A&O DE "1.975 (92.6 Mtf)
38, 4Í
28. 8Í
17. 9*
10. Oí
3. Oí
1.9Í
Este cuadro ha sido elaborado en base a las si,guientes oonsideraciones; La Central de Náyón está -prácticamente obligada a trabajar con el caudal de —trabajo de Cumbayá, la Central Guangopolo se conside-ra a plena capacidad así como Los Chillos; asta ulti-ma consideración la hacemos en vista de que la Centralde Los Chillos trabaja en esta forma las 24 horas deldía y que Guangopolo lo hace a la hora de pico.
•4* Causas de la falta de potencia.-
Para efectos del presente estudio, nos intere-sa analizar las fallas en el sistema de Generación —Transmisión, que implican un déficit de generación ^ante el valor de la carga conectada; estas perturba—
001595
- 26 -
o iones se asumirá que ocurren a la hora de pico, en -vista de que significará condiciones más críticas pa-ra el sistema que a horas en que la carga es inferior,
Así mismo se debe aclarar que este análisis serealiza en el sistema configurado con todas las ampliacienes y remodelaciones indicadas anteriormente, espeoialmente en lo que se refiere a Generación y Trans-misión*
«l. galla» en el sistema de Transmisión •«•
a) Líneas de Transmisión Guangepolo-Quito jr Comba*?
yá«-Quito,~
En las líneas de transmisión Guangopolo-Quito ,dos líneas de un circuito cada una, es muy improbableque se produscan fallas en las dos líneas; al suponeruna falla en una de ellas a la hora de má-rima demandala línea que queda en servicio tendría que salir por**sobrecarga puesto que tiene una capacidad máxima de -24 JW, Esto. significaría un déficit de potencia delorden del 32, ¡
En las líneas de transmisión Cumbayá-Quito, —dos líneas de dos circuitos cada una, en la que oada-línea tiene capacidad para transportar toda la poten-cia de las centrales de Cumbayá y HayÓn, la falla en
- 27 -
una de ellas a la hora de imCrlna demanda no acarrea-ría un déficit de generación pere provocaría bajos —voltajes en el sistema. En caso de desconectarse lasdos líneas, actuación muy improbable pero que la enunciaremos para determinar el monto de la perdida de g£ñera o iÓn, se presentaría un déficit del orden del - -67*2*.
b) Líneas de transmisión Chillos, La Mica, Paso--
ohoa a Guangopolo.»
Esto significaría la salida del paralelo de —una de estas Centrales, produciéndose los siguientes-déficits de potencia: para una falla en la línea LosChilloQ-Guangopolov tañaríamos un déficit de 1*8 MW .,a cualquier hora del día puesto que esta central tie-ne suficiente cantidad de agua para trabajar en formacontinua con esta carga, es decir un 1.9 #•
Al salir del paralelo la Central La Mica, el -déficit sería de mayor consideración pues va a osci-lar al rededor del 18#; en el caso de Pasochoa se presentaría una sobrecarga del
En resumen para fallas en estas líneas de transmisión, el déficit de mayor consideración es el del -18*.
- 28 -
o) Líneas de transmisión Hay ¿n-Cumbayá * -
Una falla en esta línea acarrearía la salida -del paralelo de la Central Hayan , que a la hora de pico está entregando una potencia del orden del 29*.
Beta es la falla probable en las líneas de * -transmisión que mayor déficit de generación presenta-ría para el sistema*
Resumiendo las fallas en las líneas de transmisidn, representan *a porcentaje los siguientes dé*fi--oits de potencia en el sistemas 1*9» 3» 18, 29 y - -38.8*.
Un déficit del orden de 1*9 y 3 *, practícame»te no representaría, como se verá más adelante, una -situación crítica; en lo que respecta a los dé*ficits-de 18* y 29* y 32*84, serán considerados eapecialmBn-te, puesto que significaría condiciones críticas si -no son solucionadas a tiempo*
.2. gallas en las Centrales de Generación*-
Como se puede observar en el Cuadro N* 1, las-Centrales, están conformadas de la siguiente manera:
- 29 -
Cuadro N*
CEHTBAi
Cumbayá
Kay<5n
La Mioa
Paso oh oa
Gruangopolo
Dos Chillos
»»OTIDABBS ""
4
22
2
2
32
POTENCIAKW/ ó* V
10.000
15.000
10.000
2.250
1.700
2.000
880
% GEHBRACIOH RESPEC-TO A LA CABGA TOTAL
0/GESERAD*
9*6 %
14.4 *
9.0 %
1*5 *
1.8 *
2.1 *
1 %
En oaso de la salida del paralelo de uno de -~los generadores de las Centrales, se puede apreciar -que les porcentajes de dtffioit de potencia importan*-tes variarían entfre 9 y 144» así mismo se puede deoirque la salida del paralelo de un generador en Cumbayápuede relacionarse con la salida del paralelo de un -Generador de la Central La Mica, oorelativamente tam-bién dos generadores de Oumbayá significarían una si-tuaoién similar a la salida de la Central La Mioa, esdeoir del orden 1S a
- 30 -
Esta posibilidad se mensiona en vista de que -alguna vez ha ocurrido ya que e» necesario sacar del-paralelo a dos unidades de Cumbaya per problemas en -la tubería de presión, puesto que una tubería alimen-ta a dos generadores en la mensionada Central, así --mismo esta situación es igual a la que se presentaríaante una falla en la línea de transmisión La Mica- —Guangopolo. En el caso de la salida de dos generado-res, de las restantes Centrales* situaciones muy im —probables, los porcentajes oscilarían entre 2 y 4«2£,para Los Chillos, Guangopolo y Pasoohoa; en el caso -de HayÓn este porcentaje sería el mismo analizado pa-ra el oaso de salida por falla en la línea de transmlsi<5n es decir del orden de 28.
En resumen las fallas en las Centrales hidro —eléctricas probables de presentarse ocasionarían dé*fioits que varían entre 9£ y 28£, por las mismas razo-nes anteriormente indicadas, despreciamos las f alias -que ocasionen sobrecargas del orden del 3# o menos*
OAflXÜXO II
EL SISTEMA ELÉCTRICO DE 3JA EEQ BAJO OOKDIOIOHE3 DE -*
EMERGENCIA
11,1. Efectos en el Sistema ante condiciones de emer
gencia » medidas actuales.-
El control y despacho de carga del sistema dé-la EEQ está a cargo del Departamento de Operación 7 -Mantenimiento y dentro de este la Oficina de Despachode Carga. En esta Oficina se centralizan las comuni-caciones de las diferentes Centrales así como con losdiferentes grupos de trabajo en labores de Operaoión-y Mantenimiento de las redes del sistema. Tiene a --cargo también la planificación diaria de la operaciónde oada Central la misma que se determina en base a -los caudales en los diferentes sitios así como de losniveles de agua en los respectivos reservorios, tan.—bitfn es la encargada de diotar las medidas correoti—vas del caso €mte condiciones de emergencia*
£1 sistema de comunicaciones actualmente cons-ta de líneas de teléfono automático, líneas de telé*fono directo o de radio-reoeptor, con las Centrales de-generación; para la comunicación oon los grupos de —trabajo se dispone de un equipo de radio en cada ve<*4híeulo.
Actualmente el sistema de comunicaciones adolece de muchas deficiencias, pues se puede asegurar oo-
- 32 -
monioaoion durante las 24 horas del día oon las Gen--trales de Oumbayá*, Guangopolo y Diesel Hfi 1; oon la -Central Los Chillos, la oomunioaoldn.se establece unasola vez al día. a las O horas. £1 equipo de radio -.-del que se dispone actualmente tiene el oaraoter de -provisional en vista de que la frecuencia utilizada -coincide oon la usada por un canal de televisión, es-to implica que a ciertas horas de la noche la comuni-cación se vea fuertemente afectada por las inferierencías entre los dos usuarios de esa frecuencia* Por -lo mismo, esta en tramite un nuevo equipo de radio --que asegurará de mejor comunicación dentro del siste-ma de la BEQ y se dispondrá en cada Central de un te-léfono (ya sea automático o directo) y como servicio-de retaguardia un equipo de radio,
Bl sistema actual de comunicaciones coordina-do oon la operación manual del sistema, resulta extremadamente insuficiente ante condiciones de emergencia*Si se da el oaso por ejemplo de un déficit brusco de-generación producido por la salida de un generador o-línea de transmisión, la Oficina de Despacho de Cargaluego de conocer el tipo de falla ordena a un Grupo -de Trabajo, la desconexión de carga, en estos casos 01tiempo necesario para que solamente se imparta la or-den lleva algunos minutos y en general salvo algunas-excepciones como se verá más adelante, se produce elcolapso total del sistema*
En el año de 1.970, el resumen del registro de
- 33 -
fallas en el sistema arroja los siguientes resultadosde fallas en Centrales y apagones generales: desco-nexión total de las Centrales de generación 4 y desoqnexlones de grupos de generación en las Centrales 10,desgraciadamente el origen mismo de oada falla no es-ta precisado con exactitud pero nos da una idaa de lanecesidad de proteger al sistema adecuadamente oon elfin de evitar daños j perdidas mayores*
•En lo que va del año 1.971 las principales fa-
llas registradas en el sistema de Generaoión-Transmi-s iÓn, oon las siguientes:
H« 1: Miércoles 7 de Abril de 1.971, 21:20 Ho-ras.
Operador de turno de la Central Cumbayá co-municó a la Oficina de Despacho de Carga que la pre--si<5n en una de las tuberías de presión, que como se -na dicho. anteriormente alimenta a dos -turbinas, ha bajado a 8.5 KG/om siendo la normal 13.4 Kg/om , la —causa es que la rejilla a la entrada de la tubería depresión se ha tapado y por lo mismo es necesario bajarla carga de las unidades con el fin de proceder a sa-oar la rejilla para la limpieza del caso. Afortunadamente esta vez la emergencia es comunicada a tiempo ysobre todo no ha sido án taponamiento brusco y da - -tiempo al personal de Operación de cortar oarga; - —21:50 el servicio se normaliza.
- 34 -
JALLA H« 2t Miércoles 14 de Abril de 1.971, 21:35 norae
lia presión en una de las tuberías de presión -de la Central Cumbayá baja violentamente a 8 Kg/om2«-La oarga de las unidades afectadas baja, considerable-mente sobrecargando a las dos restantes» las mismas -que se desooneotan automáticamente por acción de los-relé*s de sobreeorr lente. El Operador abre manualmen-te los interruptores de las líneas de transmisión y -aisla a la Central del sistema*
Dado que a esa hora la Central Cumbayá aporta-un 65% de la potencia del sistema las Centrales res-tantes salen también del sincronismo por 8 ob recorrí ente y produce el colapso total del sistema. La causa-es similar a la Valla Nfi 1, pero esta vez no ha dado-tiempo a tomar las medidas del caso; 22x15 el serví —cío se normaliza.
H« 3i Miércoles 21 de abril de 1.971, Ilt02 horas.
Se abren los interruptores de las dos líneas -de transmisión Cumbayá-Quito , por operación de los re_les direcoionales de corriente a tierra. El origen -de la falla se debe a un error de maniobra en la Su--bestación Norte.
Al salir de servicio la Central de Cumbayá las
- 35 -
Centrales restantes salen del sincronismo produciendose un nuevo apagón general; 11:55 ñoras el servicio -se normaliza.
PALLA H« 4t Martes 27 de abril de 1.971, 20i45 horas.
En la Central Cumbayá se presenta una falla -similar a la B* 1 y Kfi 2, oon la diferencia de que esta vez la presión baja a 5 Kg/om2, el Operador desco-necta las dos unidades afectadas, las restantes ab- -sorven la carga trabajando a frecuencia baja y oomunica al partioükr a la Oficina de Despacho de Carga*
Esta situación se mantiene hasta que se detec-ta que la presión en la segunda tubería empieza tam-bién a descender y el Operador desconecta las dos unídades restantes. £1 apagón general se produce sin —que haya existido tiempo suficiente para realizar lasdesconexiones de carga•
Bel análisis de las 4 fallas antes descritas,-podemos decir que las fallas N* 2, 3 y 4 de ser aten-didas oportuna y rapidamente.no hubieran significado-un colapso del sistema total. Las fallas N* 2 y 4» -similares a la falla N* 1» no pudieron ser controla—das como esta última, en vista de que el tiempo disponible no fue suficiente incluso para el Operador oomuñique a la Oficina de Despacho de Carga y de haberlo-heoho como en la falla S» 4, no hubo tiempo disponi—ble para iniciar las desconexiones*
- 36 -
Este tipo de fallas y sus soluciones, en vistade que deben ser corregidas con la mayor rapidez, acónseJan que la protección déte ser automática pues «1 -producirse la falla los efectos repercuten casi ins--tantaneamente en todo el sistema.
II.2* Estudio comparativo de las posibles soluciones.
Para estudiar las soluciones ante la deficien-cia de generación con respecto al valor de la demanda,se establece como premisa importante que, la eondi—roión de Daja frecuencia que se crea aebe ser corregi-da con la rapidez debida para evitar efectos posteriores en el comportameinto del sistema e incluso dan"os-en algunos equipos. Esta necesidad de recuperar la -frecuencia en el menor tiempo posible se agudiza cuando en el sistema existen grandes unidades turbogeneradoras a vapor, pues segán recomendaciones de los fa--bricantes el funcionamiento a frecuencias menores de58.5 ciclos/segundo debe limitarse a períodos de 10 -minutos o menos, tomando en cuenta que los efectos defuncionamiento en subfrecuenolas son acumulativos, elefecto principal que se produce en este tipo de gene-radores es el ezeao de vibración y probable resonan-cia de los alabes, lo cual trae consigo una reducciónde la vida lítil de los mismos (6)*
Este problema puede ser solucionado siguiéndo-selo dos caminos posibles: incrementar la generacióny desconectar carga (1).
- 37 -
11,2*1. Incremento de Generad fe «-
Al hablar de Incremento en generación como soluoiÓn al desDalañee generaoióu-carga, se entiende qué-dete existir potencia de reserva suficiente para po-~der cubrir el máximo déficit de potencia posible de -presentarse, .es decir que de escogerse esta solución,la potencia que debe mantenerse en reserva debe ser -para la mayoría de los sistemas del orden del 25 a 50#, según la encuesta realizada por la IEEE, en gran -parte de los sistemas eléctricos de los Estados Uni-dos (4).
Esta potencia en reserva debería mantenerse engiro, puesto que al no serlo así la sincronización auna frecuencia menor que la nominal» resulta muy difíolí y requiere algunos minutos que significarán ries-gos innecesarios ante la posibilidad de un colapso tt>tal del sistema* El mantener en giro la potencia de.-reserva significaría que algunos generadores van a —trabajar con potencias bajas respecto a las nominales,esta forma de trabajar de las unidades operarían oon-rendlmlentos bien pobres tratándose tanto de unidadestérmicas como de hidráulicas; en unidades térmicas -además se presentaría la carbonización del motor en -forma tal que obligaría a trabajos de mantenimiento -muy costosos y a intervalos mucho más cortos que los-previstos en casos de operación normal, en el caso deunidades hidráulicas accionadas por turbinas tipo
- 38 -
CIS de eje vertical los efectos por cavitación no de-jarían de presentarse ooacionando desgastes excesivosa los previstos.
Por otro lado, 7 esta es la razón por la cualla totalidad de los sistemas eléctricos no se han pu-esto en práctica esta solución, no es recomendado desde el punto de vista económico el mantener una Centraldel orden de 25 a 50# de la potencia necesaria en el-sistema solo con fines de reserva y listos para una -eventualidad, comparándose con la segunda solución»
II,2.2» Desconexión de Carga,*
En el análisis del problema en la sección II»1* se había determinado que las medidas que se tomen,ante un déficit de generación debían ser automatiza-das puesto que la velocidad que se requiere para res-tablecer la normalidad del servicio desechan oasi oompletamente la operación manual f por esta razón en ade_lante se hablará de la "Desconexión automática de Carga*«
£1 método de desconexión automática de carga-conectada consiste en hacer uso del valor de la fre--cuenoia, indicador de cuan bien ea en cada instante -el balance de generación de cierta magnitud, la.deseonexión de carga o cargas en una proporción tal que seasuficiente para restaurar la frecuencia a su valor —nominal o muy próximo a ello*
- 39 -
Al respecto una comisión de consultores de la"Comisión Federal de Electricidad*, conformada para -estudiar estos problemas en su informe dice: "la deaconexión automática de carga, distribuida, calibrada-y operada adecuadamente, impide un colapso total en -el sistema y facilita la restauración del servicio*.-(3)
Para detectar las frecuencias bajas, se util¿za loa ralas de baja frecuencia los mismos que adecúadamente diatribuidos en las diferentes líneas o subestaciones, cortan cargas predeterminadas a la frecuen-cia deseada.
La aplicación de reías de baja frecuencia pa-ra cortar carga durante emergencias en el sistema ti£nen en la aotualidad gran aceptación dentro de los sis_temas eléctricos de los Estados Unidos como lo demúestra el informe de la IEEE, segiín el cual de 109 Companías entrevistadas 53 tienen actualmente en uso la —desconexión automática de carga en base a reíos de baJa frecuencia, y de 54 Compañías que en la actualidadno disponen de este tipo de protección 46 han plani—fioado ya su uso* (4)
En los sistemas eléctricos de América Latina,existe en eate sentido gran aceptación en el uso de -los relea de baja frecuencia y en ciertos países se -encuentran en operación, como lo demuestran los informes presentados al Subcomité de Operación y Manten!—
miento de la CIER,
La desconexión automática de carga, en frecu-encias bajas tiene las siguientes ventajas: provee -un rápido y efectivo medio para lograr un balance degeneraoión-carga y restaurar de esta manera al siste-ma a su frecuencia normal, la aplicación de relés de-baja frecuencia a travéz de toda el área permite des-conectar bloques de carga a niveles específicos de -.-frecuencia, provee un método simple y directo para a-liviar al sistema de sobrecargas y minimiza la magni-tud de la duración de cualquier interrupción del ser-vicio»
Si se considera que la mayor sobrecarga faotible en el sistema trae consigo un inminente fracaso -del sistema total, el corte de cargas está conformadopara actuar rápida y automáticamente.
La magnitud de la carga a desconectarse, comose verá más adelante, depende directamente del valor-de la sobrecarga9 es decir que con esto se evita el -corte excesivo ante déficits menores que el máximo —posible; esto significa desde el punto de vista eoon<5mico un gran rendimiento, causa por la cual este tipode soluoiÓn ha sido el escogido por la totalidad de -los sistemas eléctricos»
II.3» Análisis matemático de la respuesta de fre- -
ouenoia del sistema ante varios valoree de —
sobreoarga»-
Il«3*l* Consideraoiones preliminares• -
Con el tin de aplicar relés de baja frecuen—cia para el corte de cargas, es necesario tener cono-cimiento de como la frecuencia varía cuando la carga-exoede de la capacidad de generación de un sistema ycuando el sistema se recobra de una sobrecarga. Las-numerosas variables q.ue se deben considerart nacen —muy difícil si no imposible obtener la característicade frecuencia de un sistema de un tamaño apreoiable,-Además, no es esoencial que se conozca la caracterís-tica de frecuencia precisa, con el fin de aplicar adeouadamente los reías de baja frecuencia, solamente esnecesario obtener un conocimiento básico del fenómenototal y el efecto de los parámetros en la caracterís-tica general*
Es generalmente conocido que una perdida con-siderable de capacidad en generación en un sistema --está acompañado de un decrecimiento de frecuencia*Inmediatamente de producida la deficiencia en genera-ción no se puede considerar el efecto del control de-velooidad de los generadores en vista de que estos —tienen una velocidad de respuesta relativamente baja*»dependiendo naturalmente del tipo mi*mo de regulador.
Por lo mismo el cambio de potencia inicial de los ge-neradores dependerá de la cantidad de sobrecarga y dela inercia del sistema»
Si la frecuencia del sistema decae el torque-de la generación restante tiende a inorementarse y eltorque de la carga tiende a decrementarse, siendo elresultado total una disminución en la velocidad del -decaimiento de la frecuencia; si se considera que nohay acción del regulador de velocidad este efecto deamortiguamiento de los torques de generación y cargapodría eventualmente causar que la frecuencia del sis*tema se estabilice en un valor bajo el normal.
Considerando la acción del regulador de velo-cidad y si los generadores restantes tienen capacidadpara absorver parte de la carga, la frecuencia decae-rá con una velocidad más reducida y podrá estabilizarse en un valor más alto que en el caso anterior. En-cualquiera de estos casos la frecuencia se va a esta-bilizar en un valor bajo el normal y podría oausar —luego de algún tiempo de operar en esta forma un nue-vo decrecimiento en la capacidad de generación antesde que se pueda tomar algunas acciones correctivas*
La variación de la frecuencia durante cada --deficiencia no tiene un decrecimiento .regular, en - -realidad, es oscilatorio en vista de que existe siem-pre la interacción de los generadores interooneotados,
esto hace en general imposible determinar en forma —analítica la oscilación de la frecuencia* De todas -maneras es posible determinar y predecir con razonableerror, la relación en la que la frecuencia decae cuando se tiene diferentes magnitudes de sobrecarga; la -determinación de la variación de frecuencia» aproxi-madamente, se la hace sin considerar el efecto produ-cido por el regulador de velocidad el mismo que inore*menta la potencia de salida, en vista de que esta ac-ción depende de muchos factores como: la carga inl*¿cial del generador, la sensitividad del control, la-magnitud misma de la defioienoia en generación, etc.
II.3.2. Definición matemática de la variación de la-
frecuencia en tune ion del tiempo. -
a) Ecuación básica*-
Partiendo de la definición de torque:
Ta * IoC (Eo.l)
Ta m torque neto acelerante
I E momento de inercia
oC m aceleración angular
•J.Lij 9 » posición angular(Eo.2)
Reemplazando en la Eo. 1 la Eo. 2 se tiene
la * I d2 Qdt2 (Eo.3)
También oonoce que:
J'« g -w0 t (Eo.4)
en donde: ¿ = desplazamiento angular oon —respecto a la abolsa de refe-rencia
Yo " velocidad sinordnioa
tomando la primera y segunda derivada de la -Ec. 4 7 reemplazando en la Eo. 3» se obtiene;
dt dt (Eo.5)
dt2 dt2 (Eo,6)
Ta i2/dt* (Ec.7)
El torque neto Ta es igual al torque de gene-ra o ion neto Tg menos el torque neto de la oarga To: Ta = Tg - TO} la energía oinátioa W en cuerpos rotantes es igual a:
W - 1/2 I wf —> I m _2r^
reemplazando en la Eo. 7 se obtiene:
d2/ _ • 2 ¥dt
« Tg - Te m Ta
%W d / * Tg - Te » TaW¿ ÍÍ + *1WQ at
(Eo.8)
Multiplicando y dividiendo el primer iniembro-de la ecuación por la potencia base Pb escogída se tiene:
y PbPb dt4
la constante de inercia H está definida porla energía cinética sobre potencia base:
H - -iPb
9 TJ -pv A- - • a Tg - To y si consiw0 w0 dt
deramos que torq.ua es igual a potencia e obre -velocidad angular, tenemos:
Tbw
- M -Pb
o
2H I b d »* __ a Tg - Te, dividiendow0 dt*
para Tb:
wo dt (Bo.9)
En la Ec. 9 los terquea Tg y To están en por-oniaad (p.u.) tomando como base Tb.
La Ec* 5 podemos también escribir como:
S—2— = w - w. <5' tambiéndt
dt
7dt dt 27T dt4
(Eo.10)
2Reemplazando en la Ec. 10 el valor para d
de la Ec. 9 se obtiene:
df a 1_ (Tg-Tc) wo y w0 « 2dt * 2ff 2H
m tta f odt 2H ' 2H
(Ee.ll)
en la que: f » frecuencia actual del sistema
fQ« frecuencia sincrónica*
Varia o i en del torque de la carga con la fre~-
ouenoia»"
La potencia de la carga varía directamente —con alguna potencia de la frecuencia:
PC - k fd (1)
en la cual: Po « potencia de la carga en porunidad
k « Constante de proporcional!*dad
f m frecuencia
d « factor función de la compo-sición de la carga.
El torque de la oarga es igual a:
(Eo.12)
tomando la primera derivada con respecto a lafrecuencia:
K (d-1) £ ¿ y para pequeñosdf-412. o K (d-1) fd-2df
cambios de frecuencia se puede decir:
(Ee.13)
el torque inicial, se define por:
(Ec.14)
Sumando miembro a miemoro estas ecuaciones:
d"1O ^ O — _Qfo
(Bc,15)
La variación de frecuencia en por unidad ff,-es:
- 49 -
fo fo
(Eo.16)
El torque luego de la variación de la frecuenoia es igual a: To « Too + AT y reemplazandola Eo. 15» se obtienes
To = Too
de la. cual eegiín la relación establecida enla Ec* 14:
Te « TO Í + (d-l)f»/O
(Ec.17)
en la que f f ee negativa para cambios dé fre-cuencia bajo la nominal y positiva para valo-res de frecuencia sobre la nominal, en este -easo 60 HZ.
°) El torque de generación en función de la fre-
cuencia»-
Como se había dicho anteriormente suponemos lapotencia de generación constante:
Pg m k, el torque de generación es iguala:
(Ec.18)
Pg m potencia de generación en por unidad,
k y K m constantes de proporcionalidad*
Tg - torque de generación en por unidad*
f m frecuencia*
Siguiendo el mismo proceso anterior tenemos:
df
Para pequeños cambios de frecuencia:
-2m -K f0 Oí (Bo.19)
Tgo » Kf0 (Be.20)
Sumando miembro a miembro las ecuaciones 19 y20 se obtienes
Tg « Tgo +fo
y si f« • -&£-,fo
Tg « Kf 1 (1 - ff)(Eo.21)
Sustituyendo el valor de Tgo en la Ec. 20, —en la Ee» 21:
Tg « Tgo (1 - f')(Be.22)
En la ques fgo - torque inicial de generaciónen por unidad»
f» m cambio de frecuencia en porunidad*
Tg * torque de generación des- -puís del cambio en frecuen-cia en por unidad f *
En esta ecuación f1 tiene valores negativos -para freouenoias bajo la nominal y positivo -para frecuencias sobre la nominal (60 HZ)*
d) Ecuación que desoribe la variación de treouen
ola con el tiempo»-
Partiendo de la ecuación 16,
±o fo
lia primera derivada de esta ecuación, es:
4!. .¿_ fi£dt fo dt (§0.23)
reemplazando este valor en la Ec. 11,
df* m (Tg - Te) ^ Tadt 2H 2H
(Eo.24)
sustituyendo los valores para To 7 Tg obteni-dos en las ecuaciones 17 y 22, se tiene que:
dt 2H ^i- /Tgo(l-f«) - Too (Í+(d-l)fíjf
S£_:» 4. /Tgo - Too - / Tgo +(d-l)Too/ f f>dt 2H ( L -* /
(Bo.25)
Si se define a D » Tgo (d - 1) Too
(So, 26)
y oonooiendo que Ta » Tgo - Too, reemplazamos
* 53 -
en la Eo. 25:
**L , i_ (Ta - Df) ó*dt 2H
o - Mi + JB f . . L. Tadt 2H 2H
(Eo.27)
La Eo. 27 es de la forma:
O • S2L + pf t + n f eouaoidn que tiene-dt ^
o orno soluoidn:
f ' - i " Pdt ( o - /qcpdt) en la que
C es una oonstante de integración. En la e—ouació*n en estudio se tiene i
/pdt . -S dt - 1- ty 2H 2H
f. .erSt ( o - f- Sí « ÍH *x 72H
™* ( o *L ^H
í o * »D
(Dc.28)
- 54 -
Con el fin de evaluar la constante de integrao ion C, ee partirá de las condiciones inicia-les .conocidas es decir q.ue al tiempo T = O, -el cambio de frecuencia en por unidad f* » O:
o - c * +a D
o « o +D
c »C (Ec.29)
La ecuación final del comportamiento de lafrecuencia en función del tiempo es:
t • .-za aD
* )•D (D
(Be. 30)
en la que t f » cambio de frecuencia en por-unidad.
Xa « Tg - Tú torque de acelera- -oidn en por unidad»
D m jgo + (d - 1) loor factor total de amortiguamiento*
H « constante de inercia del --sistema*
£1 cambio en frecuencia en por unidad f*, es-tá en base de la frecuencia fo dada en ciclospor segando. Por lo mismo esta eoua£ió*n asu-me que la frecuencia decae a partir de fo (60HZ)f si la frecuencia empieza a decaer a otronivel de frecuencia puede obtenerse los dife-rentes niveles usando la misma expresión, pe-ro, en este caso el terque neto acelerante ala nueva frecuencia debe ser determinado se-gún las ecuaciones de torques de carga y generación. (Eo. 17 y 22)
II.3.3. Obtención de las curvas características fre-cuencia vs. tiempo del sistema de la EEQ antevarios valores de sobrecarga.-
a) Determinación de la constante de inercia del-
sistema.-
El sistema servido por la EEQ constará con •las Centrales hidroeléctricas cuyas característicasproporcionadas per los fabricantes son las siguien-tes s
Cuadro N* 14** Momento de inercia de las Centrales.
CEHTRAL
CUMBAYA
&UANGOPOI.O
CJHUJJOS
PASOCHOA
HATOK
LA MICA V
N« UNÍBADBS^
2
2
2
2
1
2
2
2
2
• ••• • " "
MARCA
TOSHIBA
A.E.G.
A*E.G»
WESTIKG-HOTJSE
A.E.G.
GEKERALELECTRIC
BHOraBOVERI
MITSUBISHI
^** fc^B*É^^^^^^^^« fc«B^BÉ^BÉ
POTENCIA
11.111
11.111
2,000
2.500
2". 500
1.100
2.813
16.500
11.111
^^^^ ' • IM
VELOCIDAD B2M
514
514
720
720
720
300
450
400
450
•«••«• •••IHimPHH^H
MOMENTODE IKER-CIA Wg2(Kg-M2)O/U
25.950
24.375
475
676
1.200
2.109
6.200
42.500
33*800
'
x El momento de Inercia de estas unidades no es el •proporcionado por los fabricantes, se na obtenido-en base a la referencia (7).
La constante de inercia H9 puede calcularsecon la rormula siguiente:
H « 5,49 * 10'2 r v'¿-i — (5)
- 57 -
para ootener en las unidades de (EW z según*do) A VA, en esta ecuación*
H m constante de Inercia
otffí = momento de inercia en Eg x m2
N * velocidad nominal en R.P.M,
Pb = potencia baaef se escoje 100.000 -OTA o 100 MVA.
H - 5,49 x 10"6100.000
5,49 x 10""11 (WH2 x H2)
Calculado esto para cada una de las unidades,de las Centrales tenemos los resultados indicados enel cuadro N* 15*
constante de inercia del sistema es igual -a la suma de las constantes de inercia de todas las -unidades en la potencia base sobre la soma de las po-tencias, y esto por la potencia base*
Cuadro N* 15.- Memento de inercia de las Centrales en
"base 100 MVA.-
CSR
TfíA
L
CUM
BAY
A
GÜ
AJÍ
GO
POLO
LO
S C
HIL
LO
S
PASO
CH
OA
NÁYO
N
LA M
ICA
N*
UN
IDA
DE
S
2 2 2 2 1 2 2 2 2
MA
RCA
TO
SHIB
A
A.E
.G.
A.i
ü.G
.
WSS
TIK
GH
ÜU
SE
A.E
.G.
GE
tíSR
AL
ISL
SCT
RIC
BRO
WN
BO
VSR
I
MIT
SU
BIS
HI
2W
E c/
u(K
g -
m)
25
.95
0
24
.37
5
475
676
1.2
00
2.10
9
6.2
00
42.5
00
33.8
00
N
(RP
M)
5H
5U 730
720
720
300
450
400
450
(KW
ae
g^K
VA
)10
0 M
VA
base
0.37
64
0.35
35
0.01
35
0,01
92
0.03
42
0.01
04
0.06
89
0.37
33
0.37
58
Po
ten
cia
No
min
al
c/u
KVA
11.1
11
11.1
11
2.0
00
2.5
00
1.1
00
2.81
2
2.81
2
16.6
66
11.1
11
H . *H (100 MTA base? x Potenoia baseJL Potencia Normal ,r\)
Del cuadro U* 15 se obtiene:
£E (100 M7A base) - 3,2162
£ Potencias normales « 119,32 MYA
H = . . . i . 6 x 100 » 2,695119,32
H sistema » 2,7
b) Determinación de la constante de amortigua- -
miento de la oarfla
Como se había indicado en la Eo* 12, la potenoia de la carga varía directamente oon la frecuencia*elevada a cierto exponente d* Este exponento será diferente para cada sistema eléctrico, dependiendo ex--elusivamente - de la conformación de la carga de cada -uno de ellos.
En el caso del sistema servido por la EBQ, esprácticamente imposible oon la información q.ue se po-see, hacer una evaluación de la constante de amorti--guarniente, por lo mismo, se debe asumir algún valor —razonable en base a la información que al respecto seposee de otros países, oon el fin de aplicarlo al sis
- §0 -
tema en estudio*
Estudios al respecto indican que en la mayoríade los sistemas la potencia de la carga varía con la-potenoia comprendida entre uno y dos, es-decir que: 1<d¿2 (1) (2), esta información ha sido tomada en -base a la experiencia en los sistemas norteamericanos,además, segiín la referencia (2) se dice que es muy difioil encontrar una composición de carga que varía conmás de la segunda potencia de la frecuencia*
Segiín la información presentada por Venezue--la al Sube omite de Operación y Mantenimiento de la -0IER (5), al respecto dice "en la mayoría de los sis-temas se ha encontrado que el valor de la constante -de amortiguamiento de la carga d, está comprendido --entre 1.0 y 1.5» y recomienda u»ar un valor de 1.5 —por ser un'valor conservador y por lo mismo se maní —fiesta en un cierto margen de seguridad al obtener --los valores de frecuencia a los cuales deben ajustar-se los relés para efectuar la desconexión de carga"*-así mismo en los valores comparados se puede notar —que el menor valor de la constante de amortiguamientode la carga es de 1.13*
Bel análisis de esta información, la primera-de ellas ha sido tomada de los grandes sistemas de —los Estados Unidos y la segunda de ellas de sistemas-más pequeños; el límite para d, entre 1*0 y 1.5» estácomprendido dentro del límite posible de obtener se—
- fil -giín la referenola (1) y (2) y por lo mismo se asumiráque para el sistema de Quito el valor de d está oom--prendido entre 1*0 y 1.5*
Con fines de comparación del efecto que la --constante d produce en el sistema, escoceremos dos valores d^ « 1.2 y d2 » 1.4» y se analizará para unasobrecarga del orden de
Torque inicial de generación - Tg • 1.0
Jorque inicial de carga » Te - 1*3
Constante de inercia del sistema » H « 2*7
Constante de amortiguamiento de la carga: ¿U
1.2 y d2 . 1.4
De la BO. 26. j D - £Íg + (d - 1) TcJ
D! - g + (1.2 - D 1.37=^ DI -
+ (1.4 - 1) l*3/=^ D2 » 1.52
Segiín la E. 30:D t
f t » 3t- (i » a " *H )D
Ta * Tg - lo « 1.0 - 1.3 - - 0.3
- 1'26 t(i . e 5az«Y ) y d - 1.2
1.26
f£ - 0.238 ( 1 - e *°»233t >
para d » 1.4
f£ - - 0,194 (1 - e"0*281)
-0.194 (i - ,—281t)
Los resultados de cambio de frecuencia en fonclin del tiempo de estos déos oasos se indican encuadro Hfl 16.
Los valores indioados se han gratizado en el-Gráfico H» 1. En este gráfico se puede ver que parafreouenoias de hasta 36 ciclos/segundo, la diferenciaen tiempo es del orden de 0.1 segundos es decir de 6ciólos en la base de 60 ciclos/segundo; en realidad,una diferencia de este ti¿o no influye grandemente enla calibración del reía de baja frecuencia y el cortede carga con este tipo de diferencia no va a signifi-car un peligro mayor. En este intervalo además la —pendiente de la curva es praotioamente la misma es deeir que el tiempo de cierre de los contactos, como severá más adelante, es prácticamente el mismo, pues es_te tiempo depende.de la variación de la frecuencia oonel tiempo (HZ/seg)*
Cuadro N° 16.- Variación de la frecuencia con el tiempo para varios valores de d.~
,n»
0.0 0.5
1.0 1.5
2.0
3.0
4.0 5.0
6.0
8.0
10.0
f
(d
= 1.2
)
0.0
0.0
26
18
0,0
49
5
0.0
70
2
0.0
885
0.11
97
0.14
42
0.16
37
0.17
92
0.2
01
0.21
51
(d
*
1,4
)
0.0
0.0
25
4
0.04
75
0.06
65
0.08
32
0.11
04
'
0.13
09
0.14
62
0.15
79
. 0.
1734
0.18
23
fl
60
.0
58.4
a57
.03
55.8
8
54.6
9
52.8
2
51-3
5
50.1
8
49.2
5
47.9
4
47.1
0
f2
60.0
58.4
8
57.1
5
56.0
1
55.0
0
53-3
7
52.1
4
51.2
2
50.5
2
49.5
9
49.0
5
- 64 -
Para frecuencias inferiores a los 56 ciclos/-segundo t no viene al caso considerar el comportamien-to del sistema segdn los valoree de la constante de -amortiguamiento de la carga en vista de que la final 1.dad del corte de carga es precisamente evitar que lafrecuencia baje a valores peligrosos y estos según —-los autores son del orden de 56 a 57 ciclos/ segundo*
En base a las consideraciones anteriores asu-mimos para el sistema eléctrico de Quito, un valor ded = 1*3» valor que se encuentra dentro de los lími-tes señalados por los resultados obtenidos en la referenoia (5)*
o) Curvas características frecuencia TS. tiempo,
ante varios valores de sobrecarga»-
Segdn el análisis de la sección 1-4., los—déficits oonsiderables de potenciay con alta probabi-lidad de presentarse son: por fallas en líneas de —transmisión del orden del 18, 29 y 32.8 96, y en el —sistema de generación del orden del 9 y 28#, con res-pecto a 92.6 MW* Oon respecto a la base de 100 MW, -los porcentajes, eonj 19«5, 31«3 y 35,5 #, en trans-misión y, 9,7 y 30,3 % en generación.
Estos porcentajes de déficits de potencia, —significan un porcentaje de sobrecarga en las unidades
- §5 -
restantes det 24.2, 54.4 y 55 % por fallas en líneasde transmisión y de 10,3 y 43 «5 % por fallas en las-Centrales de Generación. lia máxima sobrecarga posi-ble es del orden de 55 #» para el estudio se conside-rará que el máximo posible es de 50£, y que el 5 % —será cubierto por la reserva de potencia en giro conla que se contará, pues se prevee para ese año una —demanda del orden de 93 MW y se contará con una potencia instalada de 105 HW.
Para una sobrecarga del 10£:
Torque inicial de generación Tg - 1,00
Torque inicial de carga fe - 1,10
Torque neto acelerante Ta = Tg - To « -0,10
Constante de inercia del sistema H = 2.7
Constante de amortiguamiento de la carga d »
1.3
D - [tg + (d - 1) ToJ
« D » £L,O + (1.3 -
• D - 1,33
*f • - S ( 1 - e ) -1,33
f - -0,075 ( 1 - e -0
Los resultados para varios valores de t se —indican en el cuadro N« 17 •
Cuadro N* 17*» Curva característica freouenoia-tiempopara 10# de sobrecarga*-
TIEMPO(seg)
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3*5
4.0
4.5
5.0
Oa
VARIACIÓN DEFRECUENCIAEn P.0.
0.0086
-0.0164
-OtOf3l
-0.0202
-0.0345
-0.0392
*0?0434
-0.0470
•0,0503
-0.0531
-0.0750
VARIACIÓN DEFRECUENCIA EN
H.Z.
0.521
-0.984
-1.386
-1.752
-2.070
-2.352
-2.604
-2.820
-3.018
-3.186
*Í.50
PBECUENCIA 1
59.48
59.01
58.16
58.25
57.93
57.65
57.40
57.18
56,98
56.81
55*50
Para una sobrecarga del
Torque inicial de generación Tg « 1,00
- 6T *
Torque inicial de carga To - 1,20
Torque neto acelerante Ta - Tg - To » -0.20
•onstante de inercia del sistema H - 2,7
Constante de amortiguamiento de la carga d1*3
D - flfO * (1,3 - D lf«J-
D - 1,36
f t „ - * ( 1 . e 2 x2.7 )1,36
f * - - 0.147 ( 1 - e"°*252t)
Los resultados para varios valores de t se indioan en el cuadro H* 18*
Para una sobrecarga del 30#.
Torque inicial de generación Tg « 1.00
Torque inicial de carga To « 1.30
Torque neto acelerante Ta » Tg - To » -0.30
Constante de inercia del sistema H =* 2,7
Constante de amortiguamiento de la carga d «
1.3
D » (l.O + (1.3 - 1) 1.3) -
B - 1.39
- 681.
f t . et
" )1.39
f « -0.216 (1 - «-O'OTtj
Cuadro N* 18.- Curva caraoterística frecuencia-tiempopara 20# de sobrecarga.-
PPMPO i VARIACIÓN PE(seg) 1 FRECUENCIA EN
| P.TJ.(f')
0.5
1.0
1r52.0
2?53.0
3?54.0
4.55.000
-0.0173
-0.0326
-0.0461
-0.0582
-0,0686
-0.0779
-0.0861
-0.0929
-0.0997
-0.1052
-0.147
VARIACIÓN DEPRECÜEKCIÁ EH
HZ.
-1.038
-1.958
-2.769
-3.493
-4.119
-4.674
-5.168
-5.574
*5.980
-6.315
-8.82
FRBCUEHCIAHZ.
58.96
58.04
57.23
56.51
55.88
55.32
54.32
54.42
54.02
53.68
51.18
los resultados para varios valores de t se indican en el cuadro N* 19.
- 69 -
Cuadro Jff* 19.- Curva característica freeuenoia-tiempopara 30# de sobrecarga.*
TIEMPO(Seg.)
0.3
0.5
1.0
1*52.0
2?5
3*0
PO
7ARIACIOH DEffRECÜEUCIA EH
P.ü.(f')
•0.0160
-0.0260
-0.0488
-0.0691
-0.0868
-0.1024
-0.1161
-0«216
VARIACIÓN DEFHECíraCIA EN
HZ.
-0.959
-1.561
-2.929-4.247
-5.210
-6*143
-6.966
-12.96
FKECUEHCIAHZ.
59*04
58.44
57.07
55.85
54.79
53*86
53.03
47.04
Para una sobrecarga del
Torque inicial de generación Tg » 1.0
Jorque inicial de carga Te » 1.40
Torque neto acelerante la «= Tg - To « -0.40
Constante de inercia del sistema H « 2.7
- 70 -
Constante de amortiguamiento de la oarga d1.3
D - (l + (1,3 - 1) 1.4) -
- D » 1.421.42
(1 . e "1.42
f t . . 0-40 (1 . e " )
- -0.282 (1 - e * * )
Los resultados de frecuencia para varios valores de t se indican en el cuadro N* 20.
Para una sobrecarga del
Torque inicial de generación Tg « 1.0
Torque inicial de oarga Te « 1.50
Torque neto acelerante Ta « Tg - Te * -0.50
Constante de inercia del sistema H » 2.7
Constante de amortiguamiento de la oarga d
1.3
* 71 -
Cuadro K* 20»- Curva oaraotexíetioa íreouencia-tiempopara 40# de sobrecarga.-
IIElviPO(Seg.)
0.3
0.5
1.0
1.5
2.0
YABIACIQI BEílÍECüiífiClA 2HP.U.(f ' )
-.0.0213
-0.0346
-0.0651
-0.0916
-0.1150
-0.0282
FBÍCraÍ8lAJ)lliHZ.
-1*282
-2.081
-»3.908
-5.499
-6.903
-16.92
JffíjfcíOÜEHClAHZ.
58.72
57.92
56.09
54.50
53.09
43.08
.O •*- (1.3 -1) 1*5)
1.45
2±52 (i1.45
1.4!
n Q ^ c-0,345
- 72 -
Los resultados de frecuencia para varios valores de t se indican en el cuadro Efl 21*
Cuadro N« 21.- Curva característica freouencia-tiempopara 50 de sobrecarga**
EIEMPO(seg»)
0.3
0.5
1.0
1.5
2.0
«o
VARIACIÓN DEFRECUENCIA ENp.u.(i')
-0.0263
-0.0434
-0.0810
-0.1142
-0.1482
-0.343
VARIACIÓN DEFRECUENCIA UN
HZ.
-1.577
-2.602
-4.864
-6.851
-8.570
-20.70
FRECUENCIAHZ.
58.42
57.40
55.13
53*15
51*43
39.30
Las curvas características freouencia-tiempo,para los diversos porcentajes de sobrecarga se indi—can en el gráfico N* 2.
II.4* Reía de baja frecuencia, descripción general.
* 73 -
Ha sido sugerido que un reía de baja frecuen-cia debe operar solamente en base a la velocidad de -cambio de frecuencia, pues de esta depende el monto -mismo de la sobrecarga; pero como se había indicado -anteriormente la característica de frecuencia del sistema es oscilatoria en naturaleza; al presentarse unadiferencia esta podría aparentar en cierto punto delsistema una sobrecarga mayor que la real y por lo mismo podría coartarse más carga de la necesaria, puesto-que la magnitud de la carga a cortarse dependería ex-clusivamente de la velocidad de decrecimiento de lafrecuencia*
Con un ría de este tipo sería necesario un —considerable tiempo de retardo con el fin de usar lavelocidad de cambio de frecuencia 6 tasa de deoreci--miento de la frecuencia y de obtener uza razonable se-guridad de la verdadera velocidad de cambio de fre- -ouenoia o tasa de decrecimiento* £1 tiempo de retar-do requerido probablemente eliminaría cualquier bene-ficio de tfsta característica del reía, espeoialmente-durante condiciones de severa sobrecarga. Por esta -razón se han desarrollado los reías de baja frecuen-cia que pueden ser ajustados, a cualquier freouenoia-bajo la normal, para su operación.
Hasta la fecha, existen dos tipos básicos dereías de baja frecuencia disponibles para programas -de eorte de oarga. Estos son, el relé en estado s<5li
- 74 -
do (tipo SFF de la General Electric), y el tipo elec-tromecánico (DPF de la General Electric y la serie DFde la Weetinghouse). La característica de operaoiÓn-de oada uno de estos se indica a continuación*
II*4*1» Relé* de baja frecuencia tipo electromecánico*
relé de baja frecuencia tipo electromecánioo es un relé* de inducción de alta. velocidad que a proveído excelentes servicios desde 1*948 (1), Este ti-po dé relé* generalmente tiene un rango de ajuste de -frecuencia comprendido entre 55 y 59»5 HZ., oon una -precisión de ¿ 0*1 HZ*, del punto deseado de calibra-ción* La calibración deseada en este tipo de relé* seve afectada muy poco oon la variación del voltaje ar-la temperatura; oon la variación del voltaje de 40 a-140 vatios varía en 0.6 HZ., en el sentido de que cuando baja el voltaje la freouenoia de accionamiento - -también baja, oon la variación de temperatura ambien-te entre -20 a 40°C, la frecuencia varía + 0.2 HZ., -oon respecto a la de calibración*
El tiempo de operación es función de la velo-cidad de cambio de freouenoia* Gomo se indica en elgráfico N* J, que corresponde a la característica - -tiempo de operaoiÓn oontra la velocidad de variaoi on-de la frecuencia del relé* de baja freouenoia tipo - -03PF12A de la General Electric (1) en la cual consta-
• 75 -
oon un tiempo de retardo de tipo 6 ciólos, que es el-retardo normalmente usado para evitar operaciones e—rroneas cuando el voltaje es súbitamente aplicado o -retirado, este tipo de relé* es el recomendado para —programas de corte de cargas; en el mismo gráfico seindica la característica del relé* tipo CP?13A de la -General Electric el cual no tiene tiempo de retardo -adicional y que ha sido diseñado para aplicaciones espedales en el cual se tiene control sobre la varia--oion transitoria de voltaje» el uso de este tipo de -reías no se recomienda para aplicaciones en las oua--les la alimentación de voltaje pueda ser conectada odesconectada o en donde pueda estar sujetos a golpes-mecánicos*
Así mismo existe otro tipo de reía de freouencia oon contactos adicionales para restablecer el servicio automáticamente* En este tipo de relé* conécta-la carga cuando la frecuencia ha regresado a su valornominal y ha permanecido en ella cierto tiempo el mismo que es regulable.
En el tipo electromecánico se debe distinguirdos tipos básicos, en el primero de ellos existe pos¿bilidad de añadir un tiempo de retardo adicional (ti-po CT-1 de la Westinghouse), en el segundo tipo no setiene esta posibilidad y solo posee un tiempo fijo deretardo oon fin de evitar operaciones falsas ante vol.tajes transitorios (Tipo CEISA de la General Electric
- 76 -
El diagrama eléctrico tipico de un relé de baJa frecuencia tipo electromecánico se indica en el —gráfico H« 4.
II.4.2* Helé de baja frecuencia en estado sólido.- --
(tipo SFi1 de la General Electric).
El relé de baja frecuencia en estado sólido -básicamente consiste en un oristal de oscilación con-trolada el cual suministra una señal continua de pul-sos a una frecuencia de 2 MHZ.? esta señal es comparada con cualquier frecuencia del sistema durante 1 ci-clo. Si el ntfmero de pulsos es menor que este ruímeroespecífico indica que la frecuencia del sistema es --mayor que la de calibración, e inversamente si. el nú-mero de pulsos es mayor que este número específico indica que la frecuencia del sistema es menor que la decalibración del relé.
Por razones de seguridad, una señal de baja -frecuencia debe ocurrir durante por lo menos tres ci-clos antes que el relé actué, y mediante un retardo -adicional de tiempo ajustable el tiempo de accionamiento del relé puede ser extendido hasta 80 ciclos.-Si la frecuencia del sistema se recobra durante estetiempo,-automáticamente el relé regresa a su posicióninicial•
- 77 -
Este tipo de relé* es extremadamente exacto y-estable, puede ajustarse en el rango de frecuencia —entre 54*2 a 60.8 EZ, en incrementos de 0,05 HZ con -una precisión de + 0.005 HZ del punto deseado. Estaprecisión se mantiene en un rango de temperatura am-biente de -20°C. a 60°C y es independiente del volta-je dentro del rango entre 42 y 140 volts. Bajo 42 >--voltios la operación es evitada por acción de un de—tector de voltaje. (3)
El tiempo de operación es.independiente de lavelocidad de cambio de frecuencia. (1)
Este tipo de relé* tiene las ventajas siguien-tes sobre el tipo eleotomecánico: su precisión no —está afectada por la variación de voltaje, está particularidad debe ser considerada especialmente en vistade que ante condiciones de baja frecuencia en el sis-tema es lógico suponer que la variación del voltaje -se va ha hacer presente casi en la totalidad de los -casos; además, su velocidad de accionamiento es muchomayor que la del relé* electromecánico asumiendo que -este tiene un retardo fijo de 6 HZ y qué varía noto-riamente con la velocidad de cambio de frecuencia dedecrecimiento de la frecuencia, la precisión de ajus-te de frecuencia de operación es ama garantía para —aer usado en programas de corte de carga puesto que asegura un alto grado de estabilidad y por lo mismo —puede evitar eortes innecesarios de carga por opera—oiónes falsas.
- 78 -
Por otro lado, el procedimiento en la cali- -bración de los relés de baja frecuencia en estado só%-lido es por demás simple y exacto, puesto que estos -rélrfs tienen una característica de tiempo independiente de la tasa de cambio de frecuencia, haciendo sen--cillo predecir cuando y como va a operar el reía. Enel caso del relé* electromecánico es considerablementemás diffoil puesto que el tiempo de accionamiento es-tá afectado por la velocidad de cambio de la frecuen-cia, la misma que por naturaleza es de carácter osci-latorio; por esta razón y cuando están involucradas,-la tasa de decrecimiento de la frecuencia cambiará encada nivel de desconexión de carga y es muy difícil -sino imposible predecir el tiempo exacto de operacióndel reía en cada etapa.
Por las razones enumeradas en el presente es-tudio utilizaremos el reía de baja frecuencia en estado sólido para desarrollar el programa de corte auto-mático del sistema de la EEQ.
II«5. Selección de límites de frecuencia £ niveles-
de desconexiones.-
Con el fin de calibrar los relés a las dife--rentes frecuencias de operación se debe determinar aque nivel de frecuencia deben iniciarse las desconociónes y de que valor no debe bajar la. frecuencia del s±e_tema ante condiciones de emergencia. I»a información-
- 79 -
al respecto indica que en los Estados Unidos un 39*£ -de las compañías que tienen programas de desoonexión-de carga inician el corte en el rango de frecuencia -comprendido entre 59.1 y 59.5 ciclos/segundo y un 45#entre 58.6 y 59.0 (4-); por otro lado existe la reco-mendación de iniciar las desconexiones de carga a - -59.0 ciclos/segundo cuando se tratare de sistemas nointerconectados y a 59»3 en sistemas interooneotados-(1).
Esta última recomendación hace una separaciónlógica de los sistemas, pues se comprende que en un -sistema interoonectado generalmente la deficiencia —probable de presentarse es mayor que en un sistema --aislado y por lo mismo es necesario iniciar las des—conexiones con mayor rapidez que en el caso de un —-sistema aislado, por otro lado en un gran sistema in-terwoneotado de los países altamente desarrollados —existirá por lo menos una Central con grandes unida--des turbogeneradores a vapor en las cuales el funcio-namiento a frecuencias bajo los 58*5 ciclos/segundo -deben ser evitadas por las razones indicadas anteriormente, es decir que en este caso el límite inferior -de frecuencia es más alto que en el caso de un siste-ma que no posee este tipo de generación y por lo mis-mo debe subirse el límite de iniciación del corte conel fin de proveer de un intervalo razonable de tiempoen la calibración de los relés.
• 80 -
En lo que se refiere al límite mismo de fre-~cuenoia bajo el cual se evitará el funcionamiento delsistema se recomiendan los valores de 56 6 57 ciclos/segundo, valores ambos que proveen cierto margen de -seguridad en cuanto al funcionamiento de los grupos -generadores auxiliares (1)«
Se .debe así mismo analizar el efecto que cau-saría al equipo de los consumidores la operación en -condiciones de emergencia, pues los cambios de fre- -ouencia afectan la regulación del voltaje entre la --planta de generación y la carga, hechos que afectan -el voltaje de los consumidores. Se ha determinado -~que la operación durante 45 segundos a una frecuenciade 53 cioios/segundo junto con un voltaje de 18# debajo del normal ocasiona apreciables daños en los equi-pos de los consumidores, en forma especial a los motores monofásicos pequeños (5)«
Al respecto las normas KEMA contemplan una—variación de frecuencia de + 5# para los motores pe—quefios, es decir que por este lado la frecuencia mínima estaría limitada a 57 ciclos/segundo.
II.5.1, Niveles de desconexiones•-
Los programas de corte de carga son diseñadosusualmente para cortar carga en etapas con el fin deminimizar la posibilidad de cortar demasiada carga de
- 81 -
la necesaria durante condiciones de emergencia meno-res que la máTlma determinada.
La carga a cortarse usualmente está distribuída en un numero suficiente de puntos en todo el sietema con el fin de evitar una falsa oscilación de potencia la cual podría causar la desconexión de grandeslíneas de transmisión o subtransmisión.
Be los resultados obtenidos en la encuesta —realizada por la IEEÍ3 (4) dentro de los sistemas queposeen sistemas de corte automático un 31 % poseen 3niveles de desconexión y un 41 %, poseen más de 3 ni-veles de desconexión, dentro de estos sistemas un-5656 de sistemas tienen un corte de carga comprendido-entre el 25 y
Por otro lado (1) se conoce que el nifcnero deniveles de desconexión oscila generalmente entre 3 y
5.
Es muy lógico suponer que mientras más alto -sea el numero de niveles de desconexiones el programade corte automático resultará más eficiente en el sentido de evitar cortes excesivos de carga» pero, exis-te por un lado la imposibilidad física de incluir mu-chos niveles puesto que entre uno y otro debe existircierto intervalo ,de tiempo con el fin de evitar operacienes falsas y que la carga a desooneotarse no pueden
- 82 -
ser tan pequeñas puesto que cabría pensar en que la -más pequeña posible es la correspondiente a un circuí.to de una subestación; por otro lado existe también -el factor económico el mismo que limita el número deniveles por el costo del equipo comparado con un pos¿ble exceso de corte de carga*
Por estas condiciones anotadas para este estudio analizaremos 2 posibilidades en cuanto al niímero-de desconexiones con el fin de comparativamente poderdecidir cual de ellos combiene más al sistema; oono--ciendo que la máxima sobrecarga con altas posibilida-des de suceder es del orden de
Caso A (4 niveles de desconexión)
Primer Hivel 10?6
Segundo Hivel 105&
Tercer nivel
Cuarto Hivel
Caso B (5 niveles de desconexión)
Primer nivel
Segundo nivel
Tercer nivel
Cuarto nivel
- 83
Quinto nivel
En oada uno de estos casos el total de la carga a desconectar corresponde al 50# de sobrecarga, --pues es lógico suponer que si se sucita un 50# de so-brecarga en generación y se desconecta la carga oo —rrespondiente a este valor con la suficiente veloci —dad, la frecuencia del sistema se recobrará a su valornominal*
Calibración de los reías, -
El procedimiento para determinar la calibra-ción de los relés de baja frecuencia es similar en-muchos aspectos a los métodos usados en ooordinar-oualquier grupo de relés de protección, la selectividad se logrará mediante el ajuste de los relés y atravéz de la coordinación del tiempo de operación. -Antes de considerar el procedimiento para obtener unprograma selectivo de corte de carga, es necesario O£mentar brevemente algunos factores que afectan la - -coordinación de tiempos; como se había establecido -anteriormente es necesario contar con un cierto tiem-po de retardo dentro de cada nivel de corte de carga.Bate tiempo de retardo es necesario para prevenir cortes innecesarios durante oscilaciones de frecuencia, -$ue puedan ocurrir en el sistema.
Como se puede apreciar no es posible generali
» 84 -
zar sobre el monto del tiempo retardo para todos lossistemas, pero parece que un tiempo de retardo de 0.3a 0.4 segundos podrá ser suficiente en muchos casos -(1). Además según la referencia 4, en los sistemaseléctricos de los EE.UU* un 42 % de los sistemas quetienen corte de carga usan un tiempo de retardo com--prendido entre 3 y 10 ciclos y un 36# más de 10 ci- -oíos. Así mismo la Empresa Venezolana ELELCA ha usa-do retardos en los reías desde el diaparo instantáneoa 0,2 segundos (5)*
Así mismo se debe considerar el tiempo que -demora el interruptor automático de las subestacionesen abrir después de recibida la señal, asnalmente seconsidera que este tiempo es de 6 ciclos (01 segun-dos), por ser este un valor representativo dentro delos tiempos normales de accionamiento en los inte-rruptores. En el caso del sistema eléctrico de laEEQ se adoptará este valor para el programa de desco-nexión de carga puesto que oon la información que se-na logrado recoger se conoce que en las subestacionesHos* 9t 11 y 16, el tiempo de apertura de los reoaneetores automáticos es de 4*5 ciclos, de las restantes-subestaciones, desgraciadamente no se oonooe esta oa-raoterístioa pero se considera que será inferior al-de 6 ciclos que se ha asumido; para el tiempo de apertura de 4.5 ciclos/segundo el valor adoptado propor—ciona.cierto margen adicional de tiempo de retardo ydado que la diferencia en tiempo es tan pequeña se
- 85 ~
supone que no va a significar ninguna diferencia apreolable en el programa de oorte automático de carga.
En lo que se refiere a la calibración del re-lé* de baja frecuencia del primer nivel de desco--nexión, segiin las recomendaciones anotadas anterior—mente deberíamos aplicar una calibración a 59*0 ciclos/segundo, pero, par** la máxima sobrecarga probable depresentarse, de 50$ y asumiendo que se necesita un -tiempo de retardo del reía de 0.3 segundos y 0*1 se-gundos en operación del interruptor automático es de-cir un total de 0.4 segundos la primera desconexión,se efectuaría a un valor de prácticamente 57 ciclos/-segundo es decir que la frecuencia obligadamente se-va a establecer bajo este valor considerando que enel presente estudio no se analizan los efectos de losreguladores de velocidad, considerando además un mar-gen de seguridad se adoptará el valor de 59*3 ciclos/segundo como la frecuencia a la cual se calibrará elrelé correspondiente al primer nivel del programa de-4 niveles de desconexión.
11*5*2. CASO A: 4 niveles de desconexión.-
Primer nivel: desconexión de carga corres-pondiente al 10# de sobrecarga
Segundo nivelí correspondiente al 10«£
*» 86 •»
Tercer nivel: correspondiente al
Cuarto nivel: correspondiente al
a) Primer nivel de desconexión (10#)»-
Calibración del relé a la frecuencia de 59.3
Tiempo de retardo del relé* 0*3 segundos*
Tiempo de accionamiento del interruptor 0*1 -segundos*
Tiempo total de retardo del corte de oarga-0*4 segundos*
a,l«) Aplicando estas características de calibracióndel primer nivel en la curva frecuenoia-tiem-po para 10# de sobrecarga (gráfico Nfl 2), lacarga se desconectaría a la frecuencia de - -58*95 ciclos/segundo es decir cuando ha transourrido 1*075 segundos luego de producida lasobrecarga»
la frecuencia de 58*95 ciclos/segundo, signi-fica un cambio en -1.05 eiolos/eegundo de la nominales decir un cambio de -0.0175 por unidad* Las condi-ciones iniciales ahora serán:
- 87 -
Cambio de frecuencia en por unidad:
f• « -0.0175
Torque inicial de la carga en por unidad Tco=1*1
Torque inicial de generación por unidad Tgo «1*0
Torque de la carga a desconectarse Toco «0.1
El torque de la carga a la frecuencia de 58*85ciclos/segundo es; aplicando la Eo. 17*
Te m TOO £l + (d - 1) f«J =
Te » 1.1 £l + (1.3 - 1) (-0.0175)1 -
Te - 1.094
El valor de la carga a conectarse Too a la freeuenoia de 58.95 ciclos/segundo es:
Toc0 fl •*- (d - 1) f*J
Tcc1 m 0.1 £l+ (1.3 - 1X-0.0175))
Too1 m 0.0995
- 88 -
Es decir que luego de producido el primer corte de carga el torque neto de la carga restante ess
TO-L = 1.094 - 0,0996
TC- m 0.9947
Por otro lado el torque de generación a laouencia de 58.95 ciclos/segundo es: (Ec. 22)
Tgl = Tgo (1 - f) «
fgl » 1.0 [l - (-0.0175)) -
Tgl m 1.0175 »*«*
A esta frecuencia el torque neto aceleranteluego del primer corte es: (Ee. 8)
Tax » 1.0175 - 0.9947
Ta-j =¡ + 0.0128 por unidad
En este óaso el torque acelerante tiene un valor positivo esto significa que luego del corte la-frecuencia empezará a recuperarse a su valor nominal.
- 89 -
Calculando el valor de D según la Ec. 26 se-tiene:
D » Tg + (d - 1) Tc-
D! « 1.0192 + (1.3 - 1) (0.9963)
D-L - 1.318
Ec. 30 que define este nuevo comportamiento •
del sistema será:
- Jl tT* . 2H \ t m m (i . e *** )D
f t z V«ü¿g^ /, ^ - gyjj »T Tí\ 1.318
f« . 0.0174 (1 - e-0*243*)
En ésta, ecuación Ta tiene valores positivos-que indican el lapso de tiempo luego del corte de car
ga, como ee indica en el gráfico N* 5*
Es decir que la frecuencia "regresará" a lanormal en un tiempo:
¿Jf - 60.0 - 58.95 « 1-05 ciclos/segun-do
- 90 -
f « 0.0175
0,0175 - 0.0174 (1 - e"°*243t)
e"0*243 - 1 - 0,0174 - 1 - 0.995
e-0.243t m
0.243t « 3.00
t « 12*35 segundos luego del corte es -decir que el tiempo total luego de presentada la so--brecarga es de:
tTOTAL m 1.075 + 12.35 - 13*42 segundosluego de producida la sobrecarga.
a.2.) En la curva frecuencia-tiempo para una sobre-carga del 20# la oarga correspondiente al primer nivel de desconexión se desconectará a -la frecuencia de 58.5 ciclos/segundo, esto sucede luego de 0.725 segundos de producida unasobrecarga del 20#.. Esta frecuencia signifi-ca -un cambio de -.1.5 ciclos/segundo es decir-0.025 por unidad. Las condiciones inicialesen este caso seráns
í« m -0.025
ICO m 1.2
- 91 -
TgO m 1.0
Teco « 0,1
Siguiendo el mismo proceso anterior se obtiene:
TC-L - 1.191
Too ^ - 0,0992
El torque de la carga luego del corte Tc «1.0918
Tg-L - 1.025
Ta-j - 1.025 - 1.0918
Ta-j « -0.0669
La constante D » 1.025 + (1.3 - 1)(1.0918)
D » 1.352
f» . -0.0495 (1 - e"°-25t)
Los resultados para esta nueva condición se -indican en el gráfico Ha 5» se puede determinar ade—más que esta curva se establecerá* a una frecuencia:
f « -0.0495 para t » oo
- 92 -
A f » - 2.97 ciólos/segundo
f « 58.5 - 2.97 « 55.53 ciclos/segundo
Es decir 4.35 ciclos/segundo mayor que el va-lor 51*18 ciclos/segundo que es la frecuencia a la -cual se establecería sin corte alguno de carga (cua—dro N« 17.
a.3») En el caso de nna sobrecarga del orden del 30%t la primera desconexión se produciría a lafrecuencia de 58.1 HZ, esto ocurrirá aproximadómente a los 0*625 segundos de producida lasobrecarga de esa magnitud.
En este caso el cambio, de frecuencia será de-1.9 ciclos/segundo, es decir -0.0317 por unidad; lascondiciones iniciales son en este nuevo caso:
f « -0.0317
Too «1.3
Tgo «1*0
Teco • 0.1
Con estas condiciones y siguiendo el prooedimiento antes descrito se obtiene:
- 93 -
m 1.1886
- 1.0317
Taa « -0.1569
D « 1.3883
y Ioo1 » 0.0990
La ecuación de la variación de la frecuencia-por unidad:
f' « -0.113 (1 - e-°'258t)
Los resultados de esta nueva curva se indicanen el gráfico B' 6, la frecuencia de estabilización -de esta curva será:
f1 * -0.113 para t « -O
Af m -6.8 ciclos/segundo
f = 58.1 - 6.8 m 51«3 ciclos/segundo.
a*4») Al presentarse una sobrecarga del orden del-40 , esta primera desconexión de carga se pr£dúoirá a la frecuencia de 57.7 ciclos/segundoesto es aproximadamente a 0.55 segundos luegode producido el desvalanoe, esto significa un
- 94 -
cambio de frecuencia en -2.3 ciólos/segundo es decir--0.03® por unidad; en este caso las oondiciones ini —cíale» eon:
f* « -0.0383
Too m 1.3
Tgo » 1.0
Teco =0.1
Con estas oondiciones y el procedimiento antesdescrito se obtiene:
Tox = 1.2851
- 1.0383
Ta-L - -0.2468
D - 1.4238
» 0.989
La ecuación que describe esta nueva condición:
f - -0.173 (1 - <T0*264t)
- 95 -
Los resultados de esta curva se indican en elgráfico U* 6, la frecuencia de estabilización para esta nueva curva será:
f« » -0.173 cuando t - oo
f = 10.40 ciclos/segundo
f » 57.7 - 10.40 « 47.3 ciclos/segundo
a.50 Ante una sobrecarga del orden del 50#, la primera desconexión se producirá a 57«25 ciclos,esto incide para un valor del tiempo de al rededor de 0.52 segundos luego de producida lasobrecarga, esta frecuencia significa un cam-bio de -2.75 ciclos/segundo, esto es -0,0458,por unidad, para este caso las condiciones —iniciales son:
f« * -0,0458
Too « 1.5
Teco = 0.1
Tgo m 1,0
Con el procedimiento anterior se tiene:
TO- « 1.3604
- 96 -
- 1.0458
» -0.3146
= 1.4539 y
« 0.0986
y la ecuación:
f = -0.216 (1 - e"0
la frecuencia de estabilización:
f m -0.216 para t m ««•
Ai « -12.96 ciclos/segundo
f » 57.25 - 12.96 « 44.29 ciclos/seg.
Los resultados para diferentes valores de t se
indican en el gráfiooH* 7*
b) Segundo nivel de desconexión•- (10#)
Calibración del relé a la frecuencia de 59*0HZ.
Tiempo de retardo del relé 0.3 segundos.
* - 97 -
*•
Tiempo de aocionamiento del interruptor 0.1-segundos ,
Tiempo total de retardo del corte de carga-0.4 segundos.
b.l.) Este segundo nivel de desconexión ya no afec-taría al caso de 10# de sobrecarga ya que co-mo se puede observar en el gráfico N* 5? la -
r frecuencia luego del primer corte se recobra-hacia su valor original* Por lo mismo se analizará a partir del 20# de sobre carga. En -este caso (figura H* 5) el segundo corte de -carga se producirá a la frecuencia de 58*4 —o icios /segundo esto es a un tiempo de 0.875 se_gundos luego de producido el desbalance del -
El cálculo de las constantes para la nueva e-cuacidn es el siguientes
La frecuencia ha cambiado a partir de la fre-cuencia del primer corte, 58.5 ciclos/ segundo, a 58.4ciclos/segundo, esto significa -1.1 oiolos/segundo y-0.0183 por unidad. Las condiciones iniciales para -este caso son:
f * -0.0183
TO- « 1.091
- 98 -
Tgx = 1.025
TOO-L * 0.0992
Con estos valores y el mismo proceso antea?i63?resultaj
Tc2 = 0.9854
Tg2 « 1.2729
Tco2 » 0.0986
Ta2 • 4- 0,0583
D - 1*5686
f « 0.0371 (1 - e"°*29t)
Con esta ecuación se ha obtenido los datos anotados en el gráfico U* 5b.
El tiempo que tardaría luego del segundo corteen que la frecuencia se establezca en 60.0 ciclos/se-gundo es:
« 60.0 - 58.4 » 1.6 ciloos/segundo
f1 » 0.0266 por unidad.
- 99 -
0.0266 » 0.0371 (1 - e"°'29t)
e-0.29t m x _ 0,0266 m x
0.0371
e-0.29t m Q^283
0.29t m 1.26
t - 4.35
£s decir que el tiempo que ha transcurrido lúego del desbalance es:
tTOTAL « 0.875 + 4.35 - 5.22 segundos.
b.2.) El segundo nivel de desconexión para una so-brecarga del orden del 30# se produciría a lafrecuencia de 57.95 ciclos/segundo, gráfico -H* 6; y ocurriría aproximadamente luego de —0,72 segundos de producido un desbalanoe de -esa magnitud. En este caso la variación de-frecuencia a partir de los 58.1 ciclos/segun-do en la que se produce el primer corte es —-0.15 ciclos/segundo y -0.0025 por unidad; —las condiciones iniciales son:
f« m -0.0025
Ton m 1.1886
- 100 -
- 1.0317
« 0.0990
con el procedimiento descrito se tiene:
Te 2 m 1.0888
Tg2 « 1.0343
Toc2 » 0.0989
Ta2 » -0.0545
D « 1.3609
f = -0.04 (1 - e-°'252t)
La frecuencia de estabilizaoidn será de:
f1 « -0.04 para t « «>•
df » -2** HZ
f - 55.55 HZ
Los efectos de este segundo corte se indican-en el gráfico N* 6a*
- 101 ~
b.3») Al presentarse un déficit del orden delde sobrecarga el segundo nivel de desconexiónse produciría a la frecuencia de 57«5 ciclos/segundo es decir O - 0*2 ciclos/segundo luegodel primer corte esto es -0,0033 por unidad ylas condiciones iniciales son:
f - -0.0033
To-j « 1.2851
Tg1 « 1.0383
TCO-L « 0,0989
estas constantes para la nueva frecuencia son;
Tc2 - 1.1850
Tg2 - 1.04726
Tcc2 = 0.0988
Ta2 m -0.1433
D « 1.4027
f« . -0.1021 (1 - e"°-260t)
Bsta ecuación dice que para t * eo o sea la -
- 102 -
frecuencia a la cual se estabiliza:
f ' « -0,102 para t » oo
£f = -6.12 ciclos/segando
f « 57.5 - 6.12 « 51.38 ciclos/segando
b.4.) En el caso de la curra freouenoia-tiempo parauna sobrecarga del orden del 50# (gráfico Ua7el segundo corte de carga se produciría a lafrecuencia de 57.05 es decir -0.2 ciclos inferior a la del primer corte 6 -0.0033 por uni-dad, las condiciones iniciales son entonces:
f* « «0.0033
TC-L » 1.3604
« 1.0*58
« 0.0986
las q.ue para la nueva frecuencia y condición,se transforman en:
Tc2 « 1.2492
Tg2 » 1.0492
- 103 -
= 0.0976
Ta2 m -0,2
D » 1.4239 y
f « -0.14 (1- e~0*264t)
si no hubiera otro nivel de corte de oarga la frecuenoia se estabilizaría en:
ff » -0.14 cuando t «»°
f » -8.4 ciclos/segundo
f « 57.05 - 9.4 » 48.65 ciclos/segundo
y variaría con el tiempo como se indica en el gráficofl* 7.
o) Teroer nivel de deaoonexió'n.- (15 )
Este tercer nivel de desoonezi<5n estará co- -mandado por UQ. reía de baja frecuencia calibrado de -la siguiente manera:
Calibración del reía de baja frecuencia a -58.5 HZ.
Tiempo de retardo del relé 0.3 segundos.
- 104 -
Tiempo de accionamiento del interruptor 0.1-segundos.
Tiempo total de retardo del corte de carga -O.4 segundos.
Para sobrecargas del orden del 10 y 20# esté-rele no actuaría en vista de que para 10# de sobre- -carga 1 solo corte ha sido suficiente y para 20# losdos primeros cortes hacen que el sistema "regrese" asu frecuencia normal.
o.l.) En caso de una sobrecarga del orden de 30$, -la frecuencia de ciclo es 57.95 ciclos y al -tiempo 0.0875 segundos luego de producida lasobrecarga y las condiciones iniciales son:
f» * -0.00167
To2 « 1.0838
Tg2 - 1.0343
Too2 - 1.5 x .0*0999;
Para la nueva condición las oonstantes y la-nueva ecuación son:
To * 0.9350
- 105 -
* 1.0467
* 0.1482
Tag * + 0.1118
D - 1.3272
f* » 0.0835 (1 - e~0'256t)
En este caso la relación Sa/D es positiva, esto significa que la potencia se recobrará a su valornormal.
El tiempo que debe transcurir luego de este -corte para que la frecuencia se normalice ©n 60 HZ.,-es:
f « 60.0 - 57.95 - 2.15
f1 - 0.0359
ff « 0.0359 = 0.0835 (1 - e"°*256t)
e-0.256t m x . 0»03;>? . _0.430.0835
e-0.256t _ Oí5?
0.256t m 0.561
- 106 -
t = 2.2 segundos
es decir que es:
TOIAX m 2.2 + 0.875 « 3.07 segundos
luego del desbalance.
o.2.) En la curva de sobrecarga del 40#f la frecuencia del tercer nivel de corte es 57.3 ciclos/segundo, es decir:
ft = -0.0033
Tc2 * 1.185
Íg2 m 1.04726
Too2 = 1.5 x 0*0988
y para la nueva frecuencia:
Tc^ = 1.0357
Tg0 = 1.0507
Too- - 0.1485
0.01495
- 107 -
D « 1.36141
f » 0.0110 (1 - e"°'252t)
Ahora también a pesar de que a este punto seha recobrado solo e.l 35# ¿Le la sobrecarga, a esta fr£cuenoia el torque acelerante es positivo y mayor quecero, esto significa que la frecuencia se estabiliza-rá a algún valor menor que 60 ciólos/segundo. En - -efecto:
f* m 0.0114 para t = **
&f = 0.684 ciclos/segundo
f = 57.3 + 0.686 m 57.96 ciclos/segundo
o.3.) En la curva de sobrecarga del 50#, el corte decarga del tercer nivel de desconexión es a -56.85 ciclos/segundo, entonces:
f1 « -0.0033
2c2 - 1.2492
Tg2 m 1.042
Tocg = 1.5 x 0.0976
y las constantes para este nuevo valor de
~ 108 -
ouencia :
To3 m 1.1017
0,1462o
Tg3 m 1.0454
2a3 «> -0.0563
D « 1.37591
f * -0.0409 (1 - e~°*255t)
Con una frecuencia de estabilización de:
f • » -0.0409 para t
Af - -2.45 HZ*
f » 54.40 HZ.
d) Cuarto nivel de desconexión. -
I»a calibración del relé de baja frecuencia para este cuarto nivel de desconexión de carga se hará-en la siguiente forma:
frecuencia de calibración 58.0 ciclos/-segundo
- 109 -
Tiempo de retardo del relé 0.3 segundos.
Tiempo de accionamiento del interruptor 0.1-segundos.
Tiempo total de retardo del corte de carga —0.4 segundos*
Como se observa en los gráficos 5 y 6 este-líltimo nivel de desconexión no pperará hasta una falladel orden del 30# y solo se producirá ante una falladel 40 y
d.l») Para una sobrecarga del orden del 40#, el corte del cuarto nivel se producirá a la frecuenola de 57.32 ciclos/segundo a 0.875 segundosluego de producida la sobrecarga, y las condiciones iniciales entonces son:
f• = 0 0
To3 * 1.0357
Tg3 = 1.0507
Too, 0.1485
Luego del cuarto nivel de cortes
To, » 0.8872
- 110 -
Tg4 = 1.0507
Ta4 = 0.1635
D - 1.3168
f « 0.124 (1 - e-°*244t)
Como el torque acelerante es positivo y segúnlos resultados del gráfico U* 6, se deduce que la fr£cuencia se establecerá en el valor normal.
Para esta condición el tiempo necesario paraque la frecuencia se normalice después del cuarto corte es:
Af = 60.0 - 57.32 = 2.68 ciclos/segundo
f « 0.0446 por unidad
0.0446 « Q.124 (1 - e~°*244t)
e-0.244t m x '.0,0446 = x . 0-35
0.124
e-0.244t = Q^65
0.244t » 0.43
- 111 -
t m 1.76 segundos
Y contando a partir del momento de que se produjo la sobrecarga:
TOTA! m 1.76 + 0.875 = 2.63 segundos
d.2.) En la sobrecarga del 50#, el corte de carga -se efectuará a la frecuencia de 56.75 ciclos/segundo, a 0.775 segundos luego de presentadala sobrecarga de ese orden; entonces:
f m -0.00167
Tc3 = 1.1017
Tg - 1.0454
Teco » 0.1462
Y luego del cuarto nivel de corte de carga:
Tc4 « 0.9950
Tg4 « 1.0471
Ta « 0.0921
- 112 -
D « 1.3456
f » 0.0683 (1 - e"°'25t)
Para que la frecuencia se recobre a 60 ciclos/segundo, se necesitará el tiempo de:
Af = 60.- 56.75 «3.25 ciclos/segundo
í* * 0.0541
0.0541 - 0.0683 (1 - e~°'25t)
e-0.25t m^_ O«05410.0683
e-0.25t . x _ 0.792 m 0.208
de donde:
0.25t » 1.565
t » 6.28 segundos
Es decir que para el mázimo déficit de poten-cia previsto el tiempo en que se recuperará la fre-cuencia sin considerar los efectos de los reguladoresde velocidad es:
- 113 -
tTOTAI, m 0.775 4-6,28 segundos
TOTAL »= 7.055 segundos.
II.5.3. Segunda posibilidad en el programa de 4 nive-
les de desconexión»-
Segiín se puede apreciar en el gráfico Nfi 7, -la frecuencia decae bajo los 57 ciclos/segundo, fre-cuencia bajo la cual se había determinado no deba ba-jar la frecuencia del sistema y permanece bajo éstaun tiempo aproximado de 0.4 segundos, en realidad esun tiempo sumamente corto para $ue puedan presentarsedaños en los consumidores, en algiín equipo adicional,máxime, considerando que en el presente estudio se -desprecia la acción de los reguladores de velocidad -los que lógicamente reducirían o eliminarían este - -tiempo bajo los 57 ciclos/segundo.
Si se deseare mayor seguridad al respecto haydos soluciones en cuanto a la calibración de los re—les la primera es iniciar los cortes a una frecuenciamayor que 59.3 y la segunda es.disminuir el tiempo deretardo adicional de los relés* En el cuadro B* 22,-se indican los resultados obtenido para un programa -
Cuadro K* 22*- Segunda posibilidad de desconexión en 4 niveles para el 59%
sobrecarga.-
Fre
cuen
cia
de
Cali
bra
ció
n
c/se
gu
nd
o
Tie
mpo
to
tal
de
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rdo
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P.U
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.U.
D Ta/
DD
/2H
%
CABC
JA
DE
DB
SCO
ttfiX
IOff
10#
59.5 0.4
57.4
-0.0
433
1.3
605
0.0
90
7
1.2
68
9
1.0
433
-0.2
265
1.4
24
2
-0.1
59
0.2
64
10#
59-1 0.4
57
.25
-0,0
02
5
1.2
683
0.0
90
63
1.1
78
2
1.0
459
-0.1
326
1.3
994
-0.0
948
0.2
60
10#
58.6
0.4
57.1
-0.0
02
5
1.1
773
0.1
358
1.0
41
5
1.0
511
+0
.00
96
1.3
636
+0
.00
70
2
0.2
53
—
1 - —
••
1($
58.0 0.4
57.1
0.0
1.04
15
0.13
58
0.90
67
1.05
11
+0.1
444
1.3
231
+(D.
1 0
9
0.2
45
— :
, — i
H H
- 115 -
de 4 niveles de desconexión» los mismos que se ini-cian a la frecuencia de 59«5 ciclos/segundo de calibraoión de los reías del primer nivel y se encuentrangrafizados en el gráfico Ua 8, en el cual se puede observar que la frecuencia.tine un numero de 57.1 ci—dos/segundo a pesar de que el tiempo de retardo se-ha•mantenido igual a la primera posibilidad analiza—da.
II.5«4« CASO B: cinco niveles de desconexión.-
Según los resultados que se han obtenido en-los programas de desconexión automática de carga en4 niveles, en los cuales la frecuencia del sistema decae bajo los 57 ciclos/segundo en el primer plan y-oerca de este valor en la segunda posibilidad analizada; se puede decir que un programa de cinco niveles-debería iniciarse a un valor de frecuencia más alta oen su defecto disminuir el tiempo de retardo adicio—nal en la calibración de los reíos.
El iniciar los cortes de carga a frecuenciasmás altas siempre implicará un posible accionamientoerróneo de los cortes de carga pues estos pueden de-berse a variaciones de frecuencia producto de manio-bras en la operación misma del sistema o a desbalan-oes pequeños del sistema generaoión-carga que necesa-riamente no implicarían un corte de carga como solu--ción. Además, segdn la experiencia de algunos siete-
mas eléctricos el tiempo de retardo se ha reducido, -tal oomo se indica en la parte 5*1 del presente capi-tulo,
Por las consideraciones anotadas, el programade desconexiones de 5 niveles se ha desarrollado to-mando en consideración un tiempo de retardo total enla calibración del relé de 0.2 segundos para todoslos niveles* El programa será, chequeado para una -sobrecarga del orden del
a) Primer nivel de desconexión. -
Deseonexión de carga correspondiente al 7»de sobrecarga.
Frecuencia de calibración 59» 3 ciclos/segundo
Tiempo de retardo del relé 0,2 segundos
Tiempo de retardo en el accionamiento del in-terruptor 0.1 segundos.
Tiempo total de retardo 0.3 segundos.
Siguiendo el proceso de cálculo descrito ant£riormente, la ecuación que desoribe el nuevo comportamiento de la frecuencia para una sobrecarga del orden
- 117 -
del 50# es:
f « -0.278 (1 - e"°*265t)
•Esta desconexión se produce a 57.75 ciclos/segundo*
b) Segundo nivel de desconexión. -
Desconexión de carga correspondiente al 7.5de sobrecarga,
Frecuencia de calibración 59*0
Tiempo total de retardo 0.3 segundos
la ecuación de variación de frecuencia parauna, sobrecarga del 50# es:
f* - -0.233 (1 - e~°*262t)
La desconexión de carga • de este segundo nivelse produce a 57*5 ciólos/segundo.
c) Tercer nivel de desconexión. -
Desconexión de carga correspondiente al 10#-de sobrecarga.
Frecuencia de calibración 58.6 ciclos/segundo
- 118 -
Tiempo total de retardo 0.3 segundos»
La ecuación de variación de frecuencia luego-del tercer nivel de corte esj
f* = -0.125 (1 - e"°«265t)
Este corte se produce a la frecuencia de 57.25ciclos/segundo.
d) Cuarto nivel de desconexión.-
Se desconectará carga correspondiente al 103$de sobrecarga.
Tiempo total de retardo 0.3 segundos
Frecuencia de calibración 58.2 segundos.
Frecuencia a la cual se produce el cuarto corte de carga es 57.1 ciclos/segundo y la ecuación quedefine el comportamiento de la frecuencia "bajo delcorte es:
f « -0.0562 (1 - e"°'26t)
Quinto nivel de desconexión. -
Se desconectará carga correspondiente al res-
t - 119 --r
tante 15# de sobrecarga, el reía se ha calibrado a lafrecuencia de 57.8 ciclos/segundo.
El tiempo- de retardo e» igual a los niveles-anteriores 0*3 segundos, la - frecuencia a la cual seproducirá el corte es de 57.02 ciclos/segundo.
la variación de la frecuencia se defines
f « + 0.048 (1 - e"°»252t)
. En este caso la relación Ta/D es positiva esdecir que la frecuencia a partir de este instante-(aproximadamente 0.75 segundos luego de producida lasobrecarga), la frecuencia regresará a su valor ñor—mal.
los resultados obtenidos para el presente programa de 5 niveles de desconexiones se indican en.el-ouadro N* 23 y se han dibujado en el gráfico N« 9-
Cuadro U* 23.- Programa de desconexión de carga en 5 niveles para el 5°$
d9 sobre-
carga.-
Frecuencia de calibración c/segundt
Tiempo total de retardo
segundos
Frecuencia a la que se produce el
corte de carga c/s
Cambio de frecuencia
en P.U.
Porque de la carga a la frecuencia
de corte P.U.
Porque de
la carga a cortarse
a. la
frecuencia de corte P.U.
Porque de la carga luego
del corte
P.U.
Porque de generación a la freouen*-
cia de corte P.U,
Porque neto acelerante a la fre-
cuencia de corte P.U.
D Ta/D
D/2H
<4
% CARGA Dfí DESCONEXlfaf
7.5*
59.3 0.3
57.75
-0.0375
1.4331
0.0733
1.4098
1.0112
-0.3986
1.4342
-0.273
0.265
1.5%
59-0 0.3
57-5
-0.00417
1.4080
0,0732
1.3343
1.0154
-0.3294
1*4159
-0.233
0,262
10#
58.6 0.3
57.25
-0.00417
1.3333
0,0964
1.2368
1.0578
-0.1790
1.4288
-0.125
0.265
1055
58.2 0.3
57.1
-0.0025
1.2359
0.0963
1-1396
1 . 0604
-0.0791
1.4023
-6.0562
0.260
15<
57.8 0.3
57.02
-0,00133
1.1396
0.1445
0.9950
1,0605
+0.0654
1*3589
+0.048
0.252
8 I
FRECUENCIAHz
60.0 • -
59.0 • -
58.0- -
37.0 - -
56.0- -
55.0 • -
54.0 • -
53.0 • -
52.0 • -
51.0 • -
5O.O • -
49.0--
46.0 • -
47.0- -
CARACTERÍSTICA DE FRECUENCIA PARA UNA SOBRECARGA
OEL 30% PARA VARIOS VALORES DE d
46-0
CONSTANTE DE INERCIA
Hi 3.7
-i 9 10
TIEMPO
SEGUNDOS
GRÁFICO N* I
FR
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UE
NC
IAH
i
55
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54
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* 3
RELÉ DE BAJA FRECUENCIA TIPO CFF
{Diagrama típico)
KSCFI y' 7"
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Ói
Rl
9 10
GRÁFICO N« 4
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* 9
CAPITULO ni
COHTROL A DISTANCIA DE LAS SUBESTACIONES DE DISTRIBU-
CIÓN
III.1. Selección de la Carga.-
III.1.1. Carga mínima de desconexión.-
Si la máxima sobrecarga con altas probabilidades de presentarse, oomo se había dicho anterior—mente es de un 50#, al desconectar la carga corres—pendiente a este valor (33.3 W en la base de 100. MW)la frecuencia se restablecerá a su valor original.
Pero, así mismo es dable suponer que al des_conectar carga "en un total menor a la correspondien-te al 5096 de sobrecarga la frecuencia se estabilizará en algún valor menor a la frecuencia nominal de -operación durante an tiempo razonable en el cual ya-se pueden tomar manualmente medidas correctivas se—gún la causa misma del daño y las disponibilidades -de potencia de generación en reserva.
En efecto la carga mínima en por unidad quedebe desconectarse está dada por:
Pd =Po (Ec.34)
- 122 -
en la que:
Pd «s potencia mfnima de la oarga q.ue debe -desconeotarse en por unidad de Pe.
Pe « potencia de la carga conectada despuésdel desbalanoe generación carga.
Pm = Potencia máxima de la carga que será -necesario conectar al sistema para quela frecuencia desendiera al valor límite inferior adoptado.
Además por definición:
HT PO " G01 = —^——G (Eo.35)
donde:
OL - sobrecarga en por unidad de G.
G = generación total del sistema después -del desbalance generación-carga*
De manera análoga se puede decir que:
Pm - G Pi - PmOLm.G Pm
(Ec.36)
- 123 -
en la que:
Olm « sobrecarga máxima en por unidad-
de G que sería necesaria para que
la frecuencia decreciera al lími
te inferior de frecuencia adoptado.
Pi = potencia inical de la carga.
Despejando Pe de la ecuacidn 35 y Bn de la
ecuación 36, y reemplazando en la ecuacidn 34, se —
tiene:
Pd = 01 -01+1 (Ec.37)
Si se parte de la ecuacidn 1:
Pe « Kf* (Ec.38)
en la que:
Peo * potencia inicial de la carga
E = constante de proporcionalidad
fo » frecuencia inicial del sistema
d m factor de la composición de la carga.
Derivando la Ec. 1 con respecto a la fre---cuencia:
dPc ya .pd-1 Z ,»1 = ÍY I = — Q.Idf f
y para cambios pequeños de frecuencia se puede decirque:
¿Pe = Af — d f *fo °
y segdn la ecuación 38:
Pe « PCto ° (Ec.39)
la potencia de la carga luego del desbalance será:
Ec « Pcrt -i- Aío » Peo (1 + d — )0 fo
(Ec.40)
y correspondientemente la potencia máxima de cargaconectada será:
Pm = Pi (1 + dfo
(Ec.41)
en la queAfp m desviación máxima permitida, diferen-cia negativa para cambios de frecuencia bajo la nominal, de la ecuación anterior se tiene:
d fp = Pm «• Pifo Pi (Ec.42)
Sustituyendo en esta ecuación el valor ind¿cado en la Ec. 36, se tiene:
fo OIM+1 (Ec.43)
Despejando de la ecuación anterior el valorde OLm y reemplazando en la Ec. 37 se tiene:
01
fo (Ec.44)
en la que Afp tiene valores negativos para cambios -de frecuencia bajo la frecuencia nominal fo, en estecaso 60 HZ*
Los resultados de la aplicación de la ecua-ción 44, se indican en el cuadro N2 24, y se hallan-grafizados en el gráfico N* 10, como puede apreciar-
- 126 -
se en este gráfico la desconexión de un 33 «3# de la-carga conectada , que como se na dicho anteriormente-corresponde a un 50# de sobrecarga, estabilizaría lafrecuencia en 60 Ez . , en caso de presentarse una S£brecarga del 50# y en 57 Hz , para una sobrecarga co-rrespondiente a 60$.
Esto significa por ejemplo para el caso deuna sobrecarga del orden de 50# y para que la fre- -cuencia se estabilice en un valor igual o algo supe-rior a los 57«0 ciclos/segundo, es necesario progra-mar los cortes de carga de tal manera de que totali-cen el 28, 6# de la carga total del sistema.
El hecho de escoger un valor de carga a go-inferior al valor correspondiente a la márima sobre-carga con altas probabilidades de presentarse tiene-la gran ventaja de aprovechar la acción de los sistemas reguladores automáticos de velocidad y de la ca-pacidad de sobrecarga que poseen las máquinas generadoras pues como se ha recalcado muchas veces este —estudio no considera la acción de los reguladores develocidad ni la capacidad de sobrecarga de los gene-radores*
Carga mínima a desconectarse en por unidad(E. u.) para que la frecuencia se estabilice en un —valor determinado de frecuencia.
- 127 -
El desconectar una carga menor a la corres-pondiente sobrecarga, es una práctica muy común en -vista de q.ue no es esencial q.ue la frecuencia se re£tablesca exactamente a los 60 ciólos/segundo. Si lafrecuencia se restablece a 59 ciclos/segundo, o so—bre este valor, el sistema de generación restante —puede tomar el valor de carga restante por acción —del regulador de velocidad y reestablecer la frecuencía al valor nominal. Si la generación restante no-tiene capacidad suficiente, la operación a esta fre-cuencia no es crítica y el operador del sistema ten-drá tiempo suficiente para cortar carga adicional oañadir potencia en generación.
De acuerdo a este razonamiento en lugar del33*3$ de carga podría desconectarse un total del- —31.9$ que significa 29-5 MW en la base de 92.6 MW; -los programas de corte automático serán entonces comosigue:
CASO A: 4 niveles ae desconexión.-
írimer nivel: Carga correspondiente al 10$ de so—brecarga 5.9 Mtf.
Segundo nivel: Carga correspondiente al 10$ de so-brecarga 5«9 Mtf.
Tercer nivel: Carga correspondiente al 15$ de sobre
- 128 -
oarga 8.8 MW.
Cuarto nivel: Carga correspondiente albrecarga 8.9 MW.
TOTAI: 29.5
Cuadro N* 24.- frecuencia de estabilización.-
de so
Sobrecarga«n P.U.
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
60
0.091
0.167
0.231
0.286
0.333
0.375
59
0.071
0.148
0.214
0.269
0.319
0.360
58
0.049
0.128
0.196
0.253
0.303
0.347
57
0.028
0.109
0.178
0.237
0.286
0.332
56
0.005
0.088
0.158
0.219
0.270
0.315
CASO Bi 5 aiveles de desconexión.-
Primer nivel: Carga correspondiente al 7.5# de so-brecarga 4*4 MW.
Segundo nivel: Carga correspondiente al 7.5# de so-
- 129 -
brecarga 4.4 Mff.
Tercer nivel: Carga correspondiente al 10$ de sobrecarga 5 «9
Cuarto nivel: Carga correspondiente al 10 de so-brecarga 5 «9 Mff.
Quinto nivel: Carga correspondiente al 15$¿ de so-brecarga 8.9 MW.
TOTAL 29.5 Mtf.
De acuerdo a los resultados obtenidos en elcapitulo anterior y a los nuevos valores de carga mínima de desconexión, los programas de corte automático de carga para la segunda posibilidad del Caso A ypara el Caso B son:
Cada uno de estos programas se encuentran -anotados en los gráficos H^ 10 y E* 11, respectiva—mente.
Cuadro N* 25.- Porcentaje de carga de desconexión en
oada uno de los niveles.-
- 130 -
Caso A: 4 nii
Primer nivel
Segundo nivel
[Tercer nivel
Cuarto nivel
Caso B| 5 nii
Primer nivel
Segundo nivel
Tercer nivel
Cuarto nivel
Quinto nivel
Frecuenciade calibra
ción
relés de dése
59.5Hz
59.1Hz
58.6Hz
58.0Hz
relés de dése
59.3
59.0
58.6
58.2
57.8
Frecuencia ala que se produce el corté"para el 50$ -de sobrecarga
¡onexi<5n.-
57,4
57.25
57.10
57.10
' Total. . .
¡onexi<5n.-
57. 7 i?
59.50
57.25
57.10
57.02
Total. . .
Í* de cargadesconec —
tada
6.3
6.3
9.6
9.7
. 31.*
4.8
4.8
6.3
6.3
9.7
. 31*95*
III.1.2. Carga TnáTlma en las suoestaoiones de aistri-dución.-
- 131 -
De acuerdo a las últimas lecturas tomadas -en todas las subestaciones de distribución a la horade máxima demanda y.correspondientes al día Miérco—lew 9 de Junio de 1.971, a las 21:30 horas, la cargaen cada una de ellas es la siguiente:
Cuadro TT» 26.- Carga máxima actual en.las subesta- -cienes de distribución.-
Subestación
HospitalilloArgelia$a 2Ha 3
]ja 6Ka 7JJ« 8ir» 95» 10Na 11
Ha 12Ua 14
Na 16
Na 17
I * O 1* CPQ IWIfZi ^^ T TTIOT_T" / f'**- •••' * • in>^
TKVA)(9 Junio 1.971)
610-550
4*8503.6204*2001.4505.7004.8504.7005.7705.0507.3003.1005.220
Total 60.400
r 132 -
En el cuadro Na 26, no se indican las car-gas correspondientes a las subestaciones que parten-de las Centrales de Cumbayá y Guangopolo de las cua-les, no se dispone de un registro, así como de la —subestación de San Rafael y los consumos propios encada una de las Centrales y Campamentos.
Con el fin de determinar la máxima demanda-en cada una de las subestaciones existentes y programadas, para entrar en funcionamiento antes del aüo-1-975» para el cual se está realizando el presente-estudio; de repartirá la carga actual entre las su-bestaciones actuales y programadas de acuerdo a laplanificación que al respecto posee la EEQ y a las-áreas de servicio que serán destinadas, en cada su-bestación de distribución* Partiendo con esta basey de acuerdo al crecimiento de carga máxima previstopara cada área se realizará una proyección simple dela carga al año de 1*975»
Con fines de proyección, en base a los da-tos históricos que se poseen al respecto, la tasa decrecimiento anual de la carga permiten dividir a lazona Urbana de la Ciudad de Quito, en tres grandes-zonas que son: Zona Sur, la servida por las subestaoiones Hospitalillo, Argelia, K« 2 y H& 3; la Zona—Centro el área correspondiente a las subestaciones -Eos. 5, 6, 7 y 8 y la Zona líorte la servida por las-subestaciones restantes» El porcentaje de oreoimien
- 133 -
to anual para cada zona, se ha determinado en 12.5,-5.0 y 13*1$ respectivamente, esto significa un crecímiento promedio anual del 11.17 f ver cuadro K* 27.
Cuadro Nfi 27." Carga m^rima prevista para el año de1-975, en las subestaciones de dis —tribuoidn.
Subestación
HospitalilloArgeliaKfi 2
Eífi 3OT* 5Nfi 6Rfi 7Nfi 8ET2 9ET2 10EJfi 11ÍJ2 12
Na 13Eí* 14Di» 16Eja 17Kfi 19
TOTA1
Carga máximaactual (EVA)
610550
4.8503.6202.5004.2001.4505*7004*3504.7005.7705*0503.8003*5003.1003.2503.400
60.400
# de creo!miento a-""
nual
12.512*512.512.55.05.05.05*0
13.113.113*113-113.113.113.113.113.1
11.17
Carga máximaen el año de1.975 (K7A)
977881
7.7695,7973.0395.1061.7626.9287.1307.7049*4548.278
6.2295.7375.0815.3275.572
92.136
- 134 -
Estas potencias oomo se puede observar es-tán indicadas en KVA, la oarga activa real en cada -una de ellas no se ha podido determinar en vista deque no se dispone de un control preciso sobre cada -una de ellas.
Se conoce que el factor de potencia a la -hora de máxima demanda a nivel de generación en la-actualiclad oscila entre 0.86 y 0.87, en el futuro seespera que este factor de potencia majorará en vistade que egtá en trámite equipos de capacitores paracorrección del factor en las subestaciones que en laactualidad sirven a zonas altamente industrializadas;es decir que en este caso el factor será de 0.88 a0*89 a nivel de generación.
Con la consideración anterior y conociendo-que la carga total de desconexión es del orden de29.5 Mtf, la carga total a descontarse oscilará, ——entre 33.2 y 33-5 MWA.
III.1.3. Política de prioridades en el escogimiento-
de los bloques de oarga en cada nivel de -
desconexión.-
la política de selección de carga a deseo—nectarse en cada uno de los niveles de acuerdo con -el tipo da clientes que predomina dentro de cada unade las áreas afectadas tiene básicamente dos caminos
- 135 -
a seguirt el primero de ellos, el más aceptado por-los sistemas eléctricos de EE.UU*, consiste en esta-blecer prioridades de acuerdo a los efectos que pro-duciría la falta de servicio eléctrico por varios miñutos a cada tipo de usuario, con el fin de incluir-las áreas de corte de los primeros niveles a aquellosque el corte del servicio durante períodos cortos detiempo no produciría ninguna contrariedad de impor—tancia. El segundo camino consiste en hacer un pro-grama de corte rotativo de acuerdo al tipo de usua—rios; esta posibilidad exigirá equipo de detección -de baja frecuencia en toda el área por lo cual enca-recerá este tipo de protección y exigirá así mismo -un control más estricto y periódico, de las calibra-ciones en los relés, además ae las pérdidas económi-cas en el sector industrial. Estas y otras conside-raciones derivadas han hecho que esta segunda posibi^lidad no tenga gran aceptación dentro de las Empre—sas Eléctricas.
Desde el punto de vista económico, conven--dría desconectar inicialmente aquellos bloques de-carga en los que el costo del servicio sea el másbajo; para el caso en análisis, el sistema servido -por la EEQ, establece los siguientes valores prome-dio de costo por kilovatio hora de consumo para lostres principales bloques:
Residencial: 0.657 S/. / KWH
- 136 -
Comercial: 1.06 S/. / KWH
Industrial: 0.581 s/. / KWH
Promedio total: 0.667 S/. / KWH
Como puede observar el menor costo por kilometro hora corresponde al sector industrial, pero -así mismo ante una perdida del servicio es el sectormás afectado económicamente.
La práctica general es una política de prioridades, como se indica anteriormente, en la que elprimer plano se consideran las zonas residenciales,-luego las industriales de poca importancia, y por-líltimo las zonas altamente industrializadas o zonasde hospitales. En países más adelantados se considera las áreas industriales ^oon alta seguridad" en —las que pocos segundos de pérdida del servicio significan cuantiosas perdidas económicas, estas zonas —por lo mismo bajo ninguna circunstancia son sonside-radas en un programa de corte automático.
En el caso en estudio, las subestaciones -que sirven áreas típicamente residenciales son: Nos.5, 6, 11, 12, 13, y 14» Las subestaciones del ladosur de la ciudad sirven a zonas industriales así co-mo la Ha 16 y 19» al notte; las subestaciones Nos. -7, 8 y 10 sirven a las zonas comerciales y de edifi-cios públicos y la subestación Na 9, a zonas de hos-pitales.
- 137 -
Para el año de 1.975» la carga total que sedispone en las subestaciones que sirven a áreas típicas residenciales suman un total de 37.65 MVA, es deoir que estas subestaciones serían suficientes parael programa de corte automático puesto que-se habíaprevisto una desconexión total de 33 > 2 MYA; de lassubestaciones 13 y 14, se debe considerar que un oircuito de cada una de ellas no es posible considerar-lo para el programa, en vista de que alimentan a cir-cuitos especiales, el hospital Voz Andes y el estadio Olimpico, respectivamente.
Para el programa mismo de desconexión envista de que cada una de las subestaciones disponede cuatro primarios cuyas cargas están más o menosdivididas proporcionalmente se dirá que cada uno deellos significa el 25$ de la carga total de la subes_tacion.
El programa se desarrollará de tal manera deocupar el menor número de relé*s de baja frecuencia yde ser posible desconectar en cada nivel la carga O£rrespondiente en zonas diametralmente opeustas conel fin de evitar en cierto modo las interacciones —propias entre las centrales.
la carga posible de desconectar a la hora -
de máxima demanda en cada una de estas subestaciones
en KVA será:
- 138 -
Subestación
N» 5 3.039 KVA
N* 6 5.106 EVA
Nft 11 9.459 KVA
U» 12 8.278 EVA
N« 13 4.673 KVA(corresponde -al 75# de la -carga total)
N* 14 4.303 KVA(corresponde -al 75# de la-carga total
Total 34.858 KVA
Para el primer programa de carga a descone£tarse en cada uno de los niveles puede quedar comosigue:
CASO A: 4 niveles de desconexión.-
Primer nivel: 50$ de la carga de la subestación N*-5 y 50# de la H^ 11, carga total delprimer nivel 6.3 MVA.
Segundo nivel: 75# de la carga de la subestación U»14 y 25# de la 51a 11,. carga total delsegundo nivel 6.7 MVA.
- 139 -
Tercer nivel: 100$ de la carga de la subestación B26 y 75$ de la U* 13, carga total deltercer nivel 9*8 MVA.
Cuarto nivel: 100$ de la carga de la subestación Hfl12 y 25$ de la &» 11,-carga total delcuarto nivel 10.7 MVA«
Carga total a desconectarse 33»5 MVA.
CASO B: 5 niveles de desconexión.-*
Primer nivel: 75$ &e la carga de la subestación Efi6 y 25$ de la B* 13, carga total delprimer nivel 5*2 MVA
Segundo nivel: 100$ de la carga de la subestación N^
5 y 25$ de la U* 12, carga total delsegundo nivel 5-1-MVA.
Tercer nivel: 15% de la carga en la subestación U*14 y 25% de la-K» 11, carga total deltercer nivel 6.7 MYA.
Cuarto nivel: 50$ de la carga de la subestación líft
11 y 25 de la-lí» 12, carga total del
cuarto nivel 6*8 MVA.
Quinto nivel: 25$ de la carga de la subestación Ufi
- 140 -
11 y 5<¥ de la H» 12, y 50# de la ü»13,-carga total del quinto nivel 9.6
MTA.
Carga total, a desooneotarse 33-4 MVÁ.
En lo que se refiere al numero de relés debaja frecuencia en cada uno de estos dos programas.,se necesitan: para el programa de 4 niveles de des-conexión un total de 8 reías distiribuídos de la forma siguiente:
1 en la subestación N* 5
1 en la subestación Hfi 6
3 en la subestación U* 11
1 en la subestación Hfi 12
1 en la subestación N* 13
1 en la subestación N* 14
En el programa de 5 niveles es necesario untotal de 11 relés de baja frecuencia distribuidos c£mo sigue:
1 en la subestación Ha 5
1 en la subestación K^ 6
3 ©n la subestación Nfi 11
- 141 -
3 en la subestación Nft 12
2 en la subestación H^ 13
1 en la subestación fífi 14
III. 2. Características del equipo de subestaciones.
III. 2.1. Características de los equipos prinoipales.-
En lo que se rei'iere a las subestaciones üedistribución instaladas últimamente y las que insta-larán en el íuturo tienen las características y equ^pos principales.
En el lado de 46 KV;
Seccionadores: tensión nominal 60 KV.
corriente máxima 600 A.
Protecciones de sobretensión: voltaje normal '¿b K7 —altura de montaje - —10.000-lü.OOO pies dosunidades por protector.
Portafusibles: tensión normal 69 KT
corriente máxima continua 100 A.
corriente máxima de impulso 7.000 A.
Transformador de potencia: 5.000/6.250 EVAconexión delta/estrella
relación de transformación
43.8/21.9 - 6.930 voltios
43.8/21.9 - 6.30043.8/31.9 - 5-670 »
Tensión de corto circuito en tap de 6.300,-
6.7$ en OA y 8.4 en FÁ. Duración máxima 8 segundos.
Como se ha dicho anteriormente los $rans£or
madores a instalarse serán d© la potencia de 8.000/
10.000 EVA - OA/M.
En el lado de 6.300 7.-
Protectores de sobretensión b KV para
altura de ¿¿0.000 pies so ore el nivel del mar.
Interruptores : serie 10 Z7*tensión normal 6 O", extinción del arco en aceite.corriente máxima continua 1.000 A.potencia de ruptura ¿¿00 MVA.
Corriente máxima: 30 KA, duración máxima 1 segundo.
Transformador de servicio : 10 KYÁ
Relación de trans±orniación:b.300-i¿10/l;¿lvoltios
*
V
- 143 -
Altura de montaje: 2*850 metros
Conexión Delta/estrella con neutro a tierra
Transformadores de medida;
Translormadores de corriente: relación 800/5 circuitode alimentación relación400/5 en cada circuitorelación 1.000/5 en —circuito expreso.
Voltaje normal: 10 KV
Transformadores de tensión: Voltaje normal 10/2 KVrelación de transforma-ción 6.300/120 V.
Banoo de baterías.- A este respecto existen dos ten-siones en las suoestaciones ac—tuales las mismas q.ue son de 12y 18 elementos es decir de 24 ó36 voltios y 58 Ala. Cada subes-tación dispone así mismo de uncargador automático de baterías.
Protección y medida: En el circuito de alimentacióna las barras de 6.3 KV se disp£
ne en general de los siguientes
- 144 -
relés de protección; sobrecar-
ga-cortocircuito, falla a tie—
rra y Dajo voltaje,
En cada uno de los circuitos primarios se-dispone de protección de sobrecorriente, ralla a tie
rra y de un relé de reenganche.
Lógicamente tamoién se ha previsto protec-
ción del transformador como son: protección diferen
oial, sooretemperatura, de falla de ventiladores, —
etc.
En las subestaciones recientemente instala-
das se posee equipos de medida de las siguientes mag
nitudes: KV, MW, A, MVAR, KWH.
III*2.2. Protección de baja frecuencia.-
Con el fin de incluir en las subestaciones
necesarias la protección de baja frecuencia, se debeanalizar los circuitos de protección de tal manera
que cuando la frecuencia baje al nivel de calibra
oióu del relé este actúe sobre el interruptor ya sea
el principal o de cada uno de los circuitos de tal
manera de provocar su apertura y al mismo tiempo evi
tar que se inicie la operación de reenganche en aque_
líos casos en que se posea este mecanismo.
- 145 -
La necesidad de evitar la acción del meca-nismo de reenganche es necesaria en vista de que este tipo de protección generalmente inicia su opera-ción instantánea seguida luego de una operación re-tardada, ante el problema que tratamos de solucionarcual es el de un déficit de generación, frente al valor de la carga, no puede ser corregido en decimas -de segundo que es el tiempo en que se produce la operación instantánea del interruptor, por lo mismo esnecesario que ante este tipo de falla la oarga cone£tada quede sin servicio hasta que se cuente eon generación suficiente para el restablecimiento del ser—vicio.
En el gráfico Na 12, se indica una soluciónpara el disparo del interruptor y bloqueo del siste-ma de reenganche en el diagrama del circuito de con-trol de las subestaciones Nos. 6, 10, 12 y 14. En -este gráfico los contactos 81 corresponden a los contactos del reía de baja frecuencia. En una subesta-ción en que no exista operación de reoonexión, por -ejemplo las subestaciones se sirven a áreas con re-des subterráneas, se necesitará solamente el par de-oontactos de alimentación a la bobina de disparo delinterruptor pudiendo suprimirse los dos restantes.
En el caso de usar el relé de baja frecuen-
cia tipo CFF14, el mismo que tiene dos frecuencias,-
de calibración, una de las cuales produce la apertu-
- 146 -
ra del interruptor y "bloqueo de la operación de re--conexión, a la frecuencia nominal y luego de cierto.-tiempo ajustable la operación de este par de contac-tos es inversa es decir inicia la operación de reen-ganche ,
En realidad el incluir el equipo de proteo*ción de baja frecuencia en los circuitos de proteo—clon existentes no significan ningún problema serio,cada caso naturalmente deberá ser analizado por se—parado para su aplicación.
111*3» Control automático-manual a distancia.-
III.3*1* Importancia del control a distancia•-
Guando el sistema eléctrico disponga del —sistema de corte automático de carga en el cual una-situación de emergencia significa el corte de cargasen áreas predeterminadas y distantes unas de otras,-el conocimiento del área fuera de servicio así eomo-la causa misma del déficit de generación se hace in-dispensable determinarlo inmediatamente. la soluciónmás viable y económica consiste en formar un despa--cho de carga .automático-manual a distancia, es deciruna oficina Q&e disponga de todos los datos del sis-tema en cada momento; especialmente de aquellos pun-tos • en que se disponga del control de baja freouen—cía.
- 147 -
En el caso específico, sería necesario conocer la situación de cada uno de los interruptores-seleccionados en el corte de cargas y ante una fallaen el sistema de protección o.para fines de reatablecimiento del servicio poder operar estos interrupto-res desde la misma Oficina de Despacho de Carga. Bnsituaciones críticas también se puede recurrir al —cote del servicio de áreas no contempladas por el programa de corte automático.
En sistemas más grandes que el servido porla EEQi se hace imperiosa la necesidad de disponer-un equipo de control y medida a distancia puesto quede no ser así la cantidad de personal necesario parala operación encarecería demasiado los costos de operación.
Con la centralización del despacho de cargase obtiene resultados adecuados, puesto que el perso-nal a cargo es altamente especializado y preparado -para resolver cualquier eventualidad. Esta técnicase viene utilizando desde hace mucho en ciertos cam-pos, tales como la explotación de sistemas eléctíi--cos, y oada vez se va haciendo sentir más la necesi-dad de una técnica similar en otros campos de aplicaoión. Esto es debido, en parte a la creciente eomjidad de las instalaciones y a la necesidad, cada vez-mayor, de realizar una concentración geográfica dé-las funciones de supervisión, y control de un siste-
- 148 -
ma completo, con el fin de llegar a un aproveohamiento oportuno de una instalación central de cálculo ocon obras finales.
Por estas razones los fabricantes de equiposeléctonicos han desarrollado nuevos sistemas de con-trol a distancia, destinados a la recogida, transmi-sión y istribueión de datos y en lasque se utilizan-unidades modulares. Esta modulación na tenido muchatrasendencia para las aplicaciones generales en la-industria. El nuevo sistema de control a distancia,puede emplearse para la superviáión y mando a distancia utilizando canales de frecuencia portadora, redestelefónicas, canales de audiofrecuencia, canales de-radio, etc. Como ejemplo, podemos citar la serie BEDAC de la Westighouse y el sistema SIKDAC 700 de AS-EA.
III.3«2« Principio de funcionamiento«-
lia descripción del principio de funciona- -miento se realizará en forma general, pues es un sistema electónico altamente avanzado y por lo mismo nocae dentro de esta rama de Ingeniería.
El sistema de control y mando a distancia,-es un sistema digital el cual opera por la transmi—sión de números entre loa canales interoonectados yla estación maestra y viceversa, los números pueden
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consistir de 7 dígitos adecuadamente combinados sir-ven para controlar, realizar una operación deseada -en un equipo seleccionado.
En la figura NS 13 a se tiene un diagrama. -de bloques gara el sistema básico HEDAC II y en la -figura H» 13 b el mismo sistema básico añadido tele-medida digital. Debe hacerse notar que esta expan-sión se realizan por simple adeción de los módulos -al sistema básico, es decir que este crecimiento pue_de hacerse progresivamente de acuerdo al aumento dé-las necesidades del sistema.
Los componentes.principales tienen las si—guientes carácteríeticas.-
Transmisor-receptor•-
Conectado directamente al canal, es el modulo que transmite y recibe las señales, están disena-dos para ser instalado ya sea en la estación maestrao en la remota. Cuando transmite acepta entradas deseriales decimales transformándolas en,solidas en se-ries código binario decimal y transmite en forma depulsos cortos y largos y espacios. Cuando recibe —acepta series con código binario decimal, chequea suvalidez y convierte en salida decimal.
Está automáticamente controlado por el pro-
- 150 -
gramador para ±uncionar como transmisor o receptor-durante £a ejecución de la operación de supervisión.
Programador.-
Existen dos tipos ae programaaores uno parala estación maestra y otro para la remota, siendo para instalaciones similares iguales entre estos dos-tipos principales. El programador conforma la lógi-ca oásica y comanda las funciones de todo el sistema,controla la operación del transmisor-receptor, así -mismo comanda los circuitos de entrada/salida del —transmisor-receptor hacia las propias unidades funció"n u otros servicios. El programador standard -puede llevar un máximo de 100 puntos,
unidades funoión.-
las unidades función contiene los relés as£
ciados con cada función individual o punto del siste_
ma de supervición, existe tamoién dos tipos principa
les; uno para la estación maestra y otro para la re-
mota, cada una de ellas provee control para 10 pun-
tos.
Secuencia de Operación.-
Cada uno de lo puntos seleccionados para el
control dispone de una placa con luces de señaliza—
ción y un botón de selección que se oprime cuando sedesea operar soore ese equipo» Cada uno de estos --equipos tiene asignado un código, en la estación ma-estra asociado con la estación remota, este código -de selección consiste de dos dígitos con capacidad -de hasta 100 puntos.
Al presionar el botón de selección de un-equipo en particular el equipo de la estación maes—tra transmite el código correspondiente a ese punto,el equipo de la estación remota recibe este código yselecciona el circuito de control del equipo seleocionado. Entonces, la estación remota regresa el códi-go de chequeo que es igual al código de seleción, ala estación maestra. Si el código de selección y elde chequeo son iguales se establece la comunicación-directa y la lampara de selección del equipo selec-cionado se enciende; si, por interferencia o por eua¿quier otra razón los dos códigos no coinciden la es-tación maestra reconoe el error y automáticamente re_gresa a su posición inicial; el operador entonaes —puede oprimir nuevamente el botón de selección.
Cuando la comunicación se ha establecido condeterminado punto, el operador está en condioones deenviar la señal de mando que puede ser: cerrar, a--fcrl.r, T*r*eionando el botón respectivo. Esta opera-ción determina que el relé de operación (interposingrelay) actué sobre el equipo seleccionado, al oum -
- 152 -
plirse esta operación las condiciones cambian ocacio-nando el cambio de luces en la placa del equipo ope-rado, pfcr la transmisión del código de supervisión -de la estación remota, la estación maestra luego —de recibir el código de supervisión automáticamente-transmite la señal de reposición y regresa la esta -ción remota y maestra a su posición original.
Así mismo cualquier cambio de posición en -"na estación remota, origina que la estación remota-envie la señal a la maestra, consistente en el códigode selección seguido del código de supervisión, estoorigina el cambio a la nueva posición el mismo que--regresa a las estaciones a su posición de descanso ;-sin esta operación la alarma no desaparece.
Para transmisión de medida analógica otal la operación consiste en presionar el botón de-seleooión, el equipo de la estación remota envia elcódigo de chequeo e inmediatemante después la señalde medida, ya sea al indicador analógico o digital.»Esta señal se mantiene hasta que el operador presio-ne el botón de reposición.
Este tipo de sistemas tiene una fuente de-tensión continua de 48 a 125 voltios, proveniente deun banco de baterías y cargador proporcionado por —los fabiroantes del equipo si así lo desea el cliente.
- 153 -
En realidad a cada momento se están real!—zando adelantos en este tipo de equipos y sobre todoestán siendo fabricados en serie puesto que como seha dicho anteriormente es un sistema modular, estetipo de fabricación ha abaratado considerablemente-estos sistemas, determinando el uso de las EmpresasIndustriales grandes, puesto que significa economía-ante la otra posibilidad que sería mayor personal altamente especializado.
III,4* Restablecimiento del servicio•-
En lo que se refiere al restablecimiento —del servicio luego de corregida la ai±erencia en ge-neración existen dos posibilidades principales y dentro de ellas una serie de posibilidades. De acuerdoa la referencia 4, de 52 compañías que han reportadotener programas de corte automático medianteel uso-de relés de Daja frecuencia, en lo que a restaura —ción de carga se refiere se hallan divididas como si_guai 12 compañías reestablecen la carga manualmentedesde la Oficina Central (mediante control a distan-cia), 10 compañías realizan las reconexiones manual-mente por medio de operadores situados en las áreas-afectada, las restantes 30, reportan varios porcenta¿es de carga restaurada desde la Oficina Central y—la carga restante mediante operadores locales; asi-mismo dentro ae estos 0, cinco realizan restaura™ción automática de parte de la carga medíante uso de
los relés de frecuencia y una sola usa restauración-automática de carga para restablecer el 10056 de car-ga cortada»
De estos procedimientos adoptados por lascompañías de Horte América, podemos sacar las sigui-entes conclusiones, casi el 80j£ de las compañías -poseen control a distancia del sistema eléctrico y-por lo mismo lo usan para el restableoimiento del -servicio, así mismo una gran mayoría se sirve de laoperación manual local para la restauración, al me-nos parcial de la carga, sobre todo podemos afirmarque el control a distancia debe ir cada día en aumento y que en aquellos casos en que es indispensable -la cooperación humana puede operarse manualmente para el restablecimiento del servicio.
Bespeoto a la restauración de la carga en-í'orma automática en base a los miemos relés de fre-cuencia, los mismos que operan cuando la freouencia-se ha establecido en el valor normal por algún tiem-po, requeriría el poseer de Centrales eléctricas auzliares con arranque automático de tal manera que puedan asegurar que no se realizaron reconexiones de --oarga cuando el déficit de generación no ha sido so-lucionado totalmente.
El restablecimiento del servicio automático
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se usa generalmente en sistemas automatizados que -tienen la particularidad de tener estaciones no atendiéas, en las que el relé de frecuencia puede ser -aplicado para restablecer la carga automáticamente,(8).
Para el sistema servido por la EEQ el restableeimiento automático de carga de niguaa manera—puede ser aconsejado por las razones antes indicada,quedaría como solución la operación manual ya sea-desde la Oficina de Despacho de Carga o mediante ope_radores locales. La operación manual ofrece una-gran seguridad puesto que se realizaría cuando eldéficit haya sido solucionado parcial o teifÚLmentOé
III»5» Conclusiones*-
Un programa üe conservación de la carga ba-sado en el uso de relés üe baja frecuencia es el -principal detector y tiene el significado efectivo-de preservar la integridad. básica de un sistema depotencia, permitiendo servir a la carga esencial ysoor© todo facilitando la rápida restauración del -sistema a una condición normal aún bajo una extremacondición adversa. En el presente trabajo sena s£guido los procedimientos usados comunmente en los-sistemas eléctricos más o menos pequeños. El equipamiento de un programa de conservación de carga en un
- 156 -
sistema eléctrico grande y con interconexiones entresistemas, es sin duda muy complejo, y deberá generalmente ser analizado con ayuda de un computador o analizador de relés, para lucir una evaluación precisa.
Se deDe recalcar asi mismo que en el presen
te estudio no se ha considerado la acción de los re-
guladores de velocidad los laísmos que incrementarían
la potencia de salida durante las emergencias, ade—más se desconoce la reserva en giro disponible en -cada momento en el £rea afectada. Por lo mismo debenotarse que los resultados obtenidos deben ser toma-dos cono pesimistas, pues la acción de los regulado-res hará que la frecuencia se recobre a una veloci-dad mayor o dado el caso a un valor mayor.
El desarrollo de este programa, se ha llevado a cabo en base a la consideración de que la dife-rencia se presentará a la hora de máxima demanda pordos razones principales, la primera de ellas es que-a esa hora se dispondrá de menor porcentaje de reserva en giro y por lo mismo los efectos serán mucho —más graves de no ser corregidos a tiempo; además, alanalizar el problema en su fase extrema y sobre todoal hacer dividido el programa de corte automático envarios niveles se está asegurando la protección efe£tiva a todas las posibilidades y combinaciones de -carga que se presentan diariamente en sistemas eléc-tricos.
- 157 -
En lo que se refiere al numero de los nive-les de desconexión, se había explicado anteriormente,que están limitados^por la separación necesaria de-calibración en los reías, por el factor económico ypor las magnitudes de carga con que se debe trabajar.En este caso particular se recomendará el uso de unprograma de cinco niveles de desconexión especialmente debido a que el sistema está alimentado por va- -rias unidades de potencia de salida baja, que son lasmás sujetas a daño comparándose con la posibilidad dedaño por ejemplo en una línea de transmisión.
Estas consideraciones por otro lado han im-pedido el desarrollo de un programa de corté automá-tico de carga de menos de cuatro niveles puesto quela magnitud de carga a cortarse en cada uno de ellosserá mayor y por lo mismo ante fallas en el sistema,de generación seguramente determinarán un corte decarga exesivo para fallas en un bajo porcentaje de-sobrecarga*
Esto no significa que en un programa de cuatro o cinco niveles no exista la posibilidad que an-te una combinación de falla deteruiiimda puede cortarse carga en cierto porcentaje mayor que el necesariopara mantener la frecuencia en su valor noraaal o cercano a él, pero, aseguramos que este exeso posible -
- 158 -
de desconexión de carga para una misma serie de fa-llas, es menor que en el caso de usar un programa demenor numero de niveles.
En resumen, este trabajo no trata de presentar un programa de corte automático de eargas de alta eficiencia, se han enumerado los criterios gene-rales de la elaboración de un corte de cargas para -un sistema eléctrico aislado, es decir sin interco—nexiones con otros y sin abalizar el factor económi-co.
Para la aplicación práctica de un sistema docorte automático es necesario nacer evaluaciones - -prácticas, por ejemplo, la velocidad de decaimiento-en la frecuencia en varios sitios claves ante variascombinaciones de falla, con el fin de determinar laconveniencia de iniciar el corte a determinado valorde frecuencia; así mismo se deberá emperimentar con-el fin de obtener el valor de la constante de amor—tiguamiento de la carga (d) y corregir los cálculos-de ser necesario, etc.
Es necesario, así mismo, que el programa dedesconexión automática sea dinámico; es decir, pe«riódioamente debe ser sometido a una revisión total*
*" «
Esta revisión debe hacerse por dos razones-principales: realizar los ajustes necesarios en el*programa, debido a los cambios que se han producido -en el sistema, tal como lo es el aumento de la ciernanda máxima coincidente y efectuar regulaciones tendie¿tes a optimizarlo de acuerdo a la práctica que se —adquiera sobre el tema*
PROGRAMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA EN 5 NIVELES
.a.<o,0
33.3' '
31 9- •
30
IS)
O
10 . -
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I-20
60 Hi
59 Hi
58 Mi
57 Hi
56 Mi
FRECUENCIA DE CALIBRACIÓN
— FRECUENCIA OE CORTE PARA
EL 50% LE SOBRECARGA
30-4_
4O-4-50 60
% SOBRECARGA
GRÁFICO N2 10
PRCÜAVA I i DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA U [i CARGA EN 4 NIVf:i.EI.
40
33 3
3 f . 9
30 4-
28 6- •
eo HI
59 H!
58 Hl
57 Hz
56 Hi
FRECUENCIA DE CALIBRACIÓN
FRECUENCIA DE CURTE PARA
• _ l 50% [-E SORREC.,h¿A
20 30 60
% SOBRECARGA
GRÁFICO N2 ||
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KG
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FIC
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12
ESTACIÓNMAESTRA
ESTACIÓNREMOTA
Al «quipecontrolado
DIAGRAMA DE BLOQUE DEL SISTEMA BÁSICO REDAC II
ESTACIÓN MAESTRA ESTACIÓN REMOTA
DIAGRAMA DE BLOQUE DEL SISTEMA REDAC II INCORPORANDO TELEMEDIDA
DIGITAL Y CONTROL DE SELECCIÓN DE PUNTO
GRÁFICO N* 13
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