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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FISICAS Y MATEMATICAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA
COMPORTAMIENTO DE PLANTA DE COGENERACIÓN
FRENTE A PERTURBACIONES ELÉCTRICAS
RODRIGO ANDRÉS FERNÁNDEZ HIRSCH
Profesor Guía : Sr. RODRIGO PALMA Profesor Co-Guía : Sr. ARIEL VALDENEGRO
Profesor Integrante : Sr. WALTER BROKERING
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA
Santiago-Chile 2005
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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FISICAS Y MATEMATICAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA
COMPORTAMIENTO DE PLANTA DE COGENERACIÓN
FRENTE A PERTURBACIONES ELÉCTRICAS
RODRIGO ANDRÉS FERNÁNDEZ HIRSCH
COMISION EXAMINADORA CALIFICACIONES
Nota (n°) (Letras) Firma
PROFESOR GUÍA SR. RODRIGO PALMA B.:
................
………………
………………..
PROFESOR CO-GUÍA SR. ARIEL VALDENEGRO E.:
...............
………………
………………..
PROFESOR INTEGRANTE SR. WALTER BROKERING C.:
................
………………
………………..
NOTA FINAL DEL EXAMEN DE TITULO:
................
………………
………………..
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA
Santiago-Chile
2005
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“COMPORTAMIENTO DE PLANTA DE COGENERACIÓN FRENTE A PERTURBACIONES ELÉCTRICAS”
La generación de electricidad es una de las actividades industriales más contaminantes a nivel mundial, por lo que se requiere de un proceso de perfeccionamiento de las tecnologías emergentes de generación por otras más limpias. La tecnología de cogeneración, que corresponde a la producción de energía eléctrica y térmica bajo un mismo proceso, se encuentra dentro de esta categoría. En Chile, la cogeneración solo se utiliza a gran escala, sin embargo en la región metropolitana se ha instalado una moderna planta de generación distribuida de cogeneración de 3MW que abastece los consumos de la empresa Watt´s Alimentos S.A., en el alimentador La Divisa de propiedad de la distribuidora Río Maipo. Esta planta es de propiedad de la empresa Metrogas S.A. y opera a base de dos motores de gas natural. La falta de normativa y guías de conexión de unidades generadoras en media tensión hacen que la instalación de este tipo de plantas en Chile se dificulte. Con el objetivo general de contribuir a la integración de unidades de generación pequeñas a la red de medía tensión y estudiar el comportamiento de la planta instalada en Watt´s Alimentos S.A., se propone un trabajo de memoria en torno a este tema. Los son los objetivos específicos de de esta memoria son: 1) Adquirir una visión del estado del arte en modelos de representación de unidades de cogeneración y su respectiva simulación estacionaria y dinámica; 2) Disponer de un modelo de representación de la planta de cogeneración, instalada por la empresa Metrogas S.A. en la planta de San Bernardo de Watt’s Alimentos S.A.; 3) Disponer, a través de un proceso de validación y estudio de casos, de un diagnóstico de los elementos críticos a ser considerados en los estudios de interconexión de unidades de cogeneración a la red. En el trabajo se realizó un estudio de las tecnologías de cogeneración utilizadas a nivel mundial y un pequeño estudio de la situación en Chile y la normativa vigente. Se elaboraron modelos eléctricos de simulación estática y dinámica de la planta de cogeneración de 3MW instalada en Watt’s Alimentos. Los parámetros del modelo fueron obtenidos a través de la empresa Metrogas y de ser necesario recurriendo a la literatura internacional. El modelo incorpora todos los sistemas de protecciones de la planta. A partir de varios escenarios de estudio definidos se realizaron cálculos de flujos de potencia, cortocircuitos y una simulación dinámica de desconexión de la red de distribución de Río Maipo al inicio del alimentador. Se intenta validar el modelo a partir de registros reales de perturbaciones de la planta. Como plataforma de simulación se utilizó el software Power Factory v13.1(b256) de DIgSILENT Gmbh. El modelo se validó contrastando las corrientes de fase a través del interruptor general, obtenidas un registro real de perturbación de la planta con las obtenidas en la simulación de cortocircuito monofásico a tierra con resistencia de falla de 8Ω. La comparación realizada contemplo las magnitudes y las fases de las corrientes, siendo ambas características coherentes. Se concluye que el modelo es válido para simulaciones de flujos de potencia y cortocircuitos, así como para algunas simulaciones dinámicas definidas. Debido a esto el modelo puede ser visto como una herramienta de estudio de conexión de pequeños generadores a la red de distribución en media tensión. Mediante el estudio de distintos escenarios de operación se ha hecho un diagnostico de los elementos de la planta, en particular del sistema de protecciones, sobre el cual podrían realizarse nuevos ajustes para asegurar el abastecimiento del cliente. Se deja la puerta abierta a ampliar el modelo eléctrico de simulación de la planta de cogeneración, implementando modelos de los motores a gas y controladores de tensión y frecuencia. Además, se puede agregar al modelo los sistemas de intercambio de calor y calderas.
RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA POR : RODRIGO FERNÁNDEZ H. FECHA : 2 de Noviembre de 2005 PROF. GUÍA : Sr. RODRIGO PALMA B.
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A mi hija hermosa, Rocío Violeta, y a su madre Gabriela. Las amo.
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AGRADECIMIENTOS
A Sergio y Sandra por que sin ellos esto no sería posible, por apoyarme siempre en los
buenos y malos momentos. Gracias mamá y papá.
A mi otro corazón Gabriela, pues has sido mi compañera de los últimos años. En esos
momentos que lo único que quería era tirar la toalla, me acurrucaste y quisiste. Por aguantarme en
los momentos finales de este trabajo.
Agradezco también a la empresa METROGAS S.A., por la ayuda entregada para poder
realizar este trabajo. En particular agradezco a Guillermo Silva, ingeniero de proyectos de la
Planta de Cogeneración, quien fue uno de los que saco adelante este trabajo. Por su apoyo técnico
y logístico, y por tener siempre una excelente voluntad y trato para conmigo.
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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FISICAS Y MATEMATICAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA
COMPORTAMIENTO DE PLANTA DE COGENERACIÓN
FRENTE A PERTURBACIONES ELÉCTRICAS
RODRIGO ANDRÉS FERNÁNDEZ HIRSCH
Profesor Guía : Sr. RODRIGO PALMA Profesor Co-Guía : Sr. ARIEL VALDENEGRO
Profesor Integrante : Sr. WALTER BROKERING
MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA
Santiago-Chile 2005
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ÍNDICE GENERAL 1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 1
1.1. MOTIVACIÓN.............................................................................................................. 1 1.2. ALCANCE ................................................................................................................... 2 1.3. OBJETIVOS ................................................................................................................. 3
1.3.1. Objetivo General ............................................................................................................ 3 1.3.2 Objetivos Específicos...................................................................................................... 3
1.4. ESTRUCTURA GENERAL ............................................................................................. 4
2. INTRODUCCIÓN A LA COGENERACIÓN ............................................................ 5
2.1. ACERCA DE LA COGENERACIÓN ................................................................................. 5 2.2. COGENERACIÓN COMO GENERACIÓN DISTRIBUIDA.................................................... 5 2.3. TECNOLOGÍAS DE COGENERACIÓN............................................................................. 6
2.3.1. Turbinas de vapor........................................................................................................... 8 2.3.2. Turbinas de gas............................................................................................................... 9 2.3.3. Motores de Combustión Interna ................................................................................... 11 2.3.4. Microturbinas ............................................................................................................... 12 2.3.5. Celdas de Combustible................................................................................................. 14
2.4. COGENERACIÓN EN CHILE........................................................................................ 17 2.4.1. Normativa Vigente ....................................................................................................... 17 2.4.2. Unidades en operación ................................................................................................. 18
3. MODELO ELÉCTRICO PLANTA DE COGENERACIÓN.................................. 20
3.1. INTRODUCCIÓN......................................................................................................... 20 3.2. MODELO GENERAL DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN ........................................... 20 3.3. MODELO DE GENERADORES .................................................................................... 20 3.4. MODELO DE TRANSFORMADORES........................................................................... 21 3.5. MODELO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ..................................................................... 23 3.6. MODELO DE CARGAS O CONSUMOS ......................................................................... 24 3.7. MODELO COMPENSACIÓN REACTIVA........................................................................ 24 3.8. MODELO DE SISTEMAS DE PROTECCIONES ............................................................... 25
3.8.1. Protección de sobrecorriente de fase y sobrecorriente residual.................................... 26 3.8.2. Protección direccional de sobrecorriente residual ........................................................ 27 3.8.3. Protección de baja y sobre tensión ............................................................................... 28 3.8.4. Protección de baja y sobre frecuencia .......................................................................... 28 3.8.5. Ajuste de los sistemas de protección ............................................................................ 29
3.9. MODELO ALIMENTADOR RÍO MAIPO ....................................................................... 33 3.10. MODELO RED EXTERNA......................................................................................... 34
4. ESCENARIOS DE ESTUDIO Y SIMULACIÓN DE ESCENARIOS ................... 38
4.1. DEFINICIÓN ESCENARIOS DE ESTUDIO...................................................................... 38 4.1.1. Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta......................................... 38 4.1.2. Operación en paralelo con la red horario punta ........................................................... 38 4.1.3. Operación modo isla..................................................................................................... 39 4.1.3. Operación planta fuera de servicio............................................................................... 39
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4.1.4. Operación planta con transformadores elevadores desconectados de tierra................. 39 4.1.5. Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario fuera de punta ....... 39 4.1.6. Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario punta ..................... 40
4.3. SIMULACIÓN DE ESCENARIOS .................................................................................. 40 4.3.1. Cálculos de flujos de potencia...................................................................................... 40 4.3.2. Cálculos de cortocircuitos ............................................................................................ 49 4.3.3. Cálculos de cortocircuitos monofásicos ....................................................................... 50 4.3.3. Cálculos de Cortocircuitos trifásicos............................................................................ 64 4.3.4. Cálculos de Cortocircuitos bifásico.............................................................................. 74
4.4. SIMULACIÓN DE DESCONEXIÓN DEL ALIMENTADOR LA DIVISA DE LA RED DE RÍO MAIPO............................................................................................................................. 86 4.5. VALIDACIÓN DEL MODELO ...................................................................................... 88
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES......................................................... 93
6. REFERENCIAS ........................................................................................................... 96
ANEXO A: DATOS TÉCNICOS DE UNIDADES GENERADORAS....................... 98
ANEXO B: PRUEBAS TRANSFORMADORES ....................................................... 102
ANEXO C: CÁLCULO DE PARÁMETROS DE LÍNEAS PLANTA WATT´S .... 104
ANEXO D: ALIMENTADOR LA DIVISA................................................................. 107
ANEXO E: CURVAS CARACTERÍSTICAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE EN BAJA TENSIÓN Y RECONECTADOR RESIDUAL.. 109
ANEXO F: RESULTADOS .......................................................................................... 111
ANEXO G: REGISTROS DE FALLAS ...................................................................... 113
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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Cogeneración con turbina a vapor ..................................................................................... 8 Figura 2: Cogeneración utilizando turbina a gas............................................................................. 10 Figura 4: Cogeneración utilizando motores de combustión interna................................................ 12 Figura 5: Microturbina Capstone .................................................................................................... 13 Figura 6: Cogeneración utilizando microturbina ............................................................................ 14 Figura 7: Cogeneración utilizando celdas de combustible.............................................................. 15 Figura 8: Diagrama unilineal planta de cogeneración..................................................................... 21 Figura 13: Diagrama de bloques protección de sobrecorriente de fase........................................... 26 Figura 14: Diagrama de bloques protección de sobrecorriente residual ......................................... 27 Figura 15: Diagrama de bloques protección direccional de sobrecorriente residual ...................... 27 Figura 16: Diagrama de bloques protección de baja y sobre tensión.............................................. 28 Figura 17: Diagrama de bloques protección de baja y sobre frecuencia......................................... 29 Figura 18: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones de fase rama G1 ................................... 31 Figura 19: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones residuales rama G1 .............................. 32 Figura 20: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones de fase rama G2 ................................... 32 Figura 21: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones residuales rama G2 .............................. 33 Figura 22: Diagrama unilineal alimentador “La Divisa” ................................................................ 34 Figura 23: Modelo red externa........................................................................................................ 36 Figura 24: Diagrama de flujo, Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta ........... 42 Figura 25: Diagrama de flujo, Operación en paralelo con la red en horario punta ......................... 42 Figura 26: Diagrama de flujo, Operación en modo isla .................................................................. 43 Figura 27: Diagrama de flujo, Operación planta fuera de servicio ................................................. 43 Figura 28: Diagrama de flujo, Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario
fuera de punta ......................................................................................................................... 44 Figura 29: Diagrama de flujo, Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario
punta....................................................................................................................................... 44 Figura 30: Perfil de tensión a lo largo del alimentador con generadores operando a FP=0,94..... 45 Figura 31: Perfil de factor de potencia a lo largo del alimentador con generadores operando a
FP=0,94 .................................................................................................................................. 46 Figura 32: Perfil de tensión para generadores con factores de potencia variables.......................... 48 Figura 33: Perfil de factor de potencia para generadores con factores de potencia variables......... 48 Figura 34: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
inicio alimentador, operación en horario fuera de punta........................................................ 52 Figura 35: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta .................................................... 53 Figura 36: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
barra de carga, operación en horario fuera de punta .............................................................. 54 Figura 37: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta, neutros levantados de tierra ...... 56 Figura 38: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
inicio alimentador, operación en horario punta...................................................................... 57 Figura 39: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
empalme Río Maipo, operación en horario punta .................................................................. 58 Figura 40: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra,
barra de cargas, operación en horario punta........................................................................... 59
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Figura 41: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de cargas, operación en modo isla................................................................................. 60
Figura 42: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio ..................................................... 61
Figura 43: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio ................................................. 62
Figura 44: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de cargas, planta cogeneración fuera de servicio .......................................................... 63
Figura 45: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta .................................................................................................................................. 65
Figura 46: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta ......................................................................................................................... 66
Figura 47: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario fuera de punta....................................................................................................................................... 67
Figura 48: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, inicio alimentador, operación en horario punta................................................................................................................................................ 68
Figura 49: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo, operación en horario punta....................................................................................................................................... 69
Figura 50: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario punta ... 70 Figura 51: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en modo isla......... 71 Figura 52: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario fuera
de punta .................................................................................................................................. 75 Figura 53: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, operación en horario
fuera de punta ......................................................................................................................... 77 Figura 54: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario fuera de
punta....................................................................................................................................... 78 Figura 55: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario punta
................................................................................................................................................ 79 Figura 56: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, operación en horario
punta....................................................................................................................................... 80 Figura 57: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario punta .. 81 Figura 58: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en modo isla ........ 82 Figura 59: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, planta cogeneración fuera
de servicio. ............................................................................................................................. 83 Figura 60: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera
de servicio .............................................................................................................................. 84 Figura 61: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, planta cogeneración fuera de
servicio. .................................................................................................................................. 85 Figura 62: Tensión en barras, desconexión de la red de 110kV en 0 seg ....................................... 87 Figura 63: Corriente generadores, desconexión de la red de 110kV en 0 seg ................................ 87 Figura 64: Tiempos de operación protecciones, desconexión red 110 kV en 0 segundos .............. 88 Figura 65: Oscilopertubografía en el interruptor 52M, día lunes 11 de julio de 2005.................... 89 Figura 66: Conexión componentes simétricas para falla monofásica al inicio del alimentador ..... 90
1
1. INTRODUCCIÓN
1.1. MOTIVACIÓN
El sostenido crecimiento de la población humana y el desarrollo industrial a nivel mundial,
han generado una demanda creciente de energía, eléctrica y térmica. De hecho para el año 2025 se
estima un consumo de 23.072 Billones dekWh, casi el doble de lo que se consume actualmente
(aprox. 13.29 Billones dekWh) [1]. Para poder abastecer esta gran cantidad de energía, será
necesario implementar nuevas y mejores estrategias de abastecimiento energético.
Por otro lado, las reservas de combustibles fósiles extraíbles, dígase Petróleo, Gas Natural y
Carbón, no son infinitas, por lo que es necesario encontrar otras fuentes primarias de energía y/o
generar técnicas y tecnologías que permitan un aprovechamiento más eficiente de los combustibles
disponibles.
Asimismo, para que la vida sobre la tierra pueda seguir siendo tal como la conocemos, y las
distintas especies puedan habitarla, es necesario poner especial énfasis en lograr soluciones que
tengan el menor impacto ambiental posible. La utilización de combustibles fósiles es la primera
fuente de emisiones de CO2 y de otros gases contaminantes. En el mundo un 65% de la
electricidad se genera a partir de combustibles fósiles, 16% a partir de Energía Nuclear y solo un
19 % se genera a partir de recursos renovables [1], en consecuencia, la generación de electricidad
es uno de los procesos más contaminantes a nivel mundial. De este análisis se concluye la
necesidad de buscar métodos alternativos de generación limpia de electricidad, como lo son la
energía Hidráulica y la Eólica, y tecnologías que utilicen eficientemente los combustibles fósiles,
como la Cogeneración, para poder reducir las emisiones por unidad de energía generada.
Por cogeneración se entiende la producción de energía eléctrica y energía térmica mediante
un mismo proceso de generación [2]. Existen dos formas típicas de cogeneración, aquella en la
que se opera según demanda térmica, en que la electricidad es el subproducto, y aquella en la que
se opera según demanda eléctrica, en la cual el calor en forma de vapor o agua caliente es el
subproducto.
2
En general las plantas de cogeneración corresponden también a lo que se denomina
Generación Distribuida. La Generación Distribuida (DG) se puede definir como el uso integrado
de unidades de generación pequeñas conectadas a un sistema de distribución eléctrica o al interior
de las instalaciones de un cliente [3]. La generación distribuida se esta dando como una nueva
opción de generación debido a la liberalización de los mercados eléctricos y a las nuevas
tecnologías de generación, que permiten cogeneración y explotación de recursos renovables como
el viento. La apertura y descentralización de los mercados energéticos, permiten que los pequeños
generadores puedan vender sus excedentes de producción a las empresas de distribución, haciendo
que esta opción sea económicamente viable.
En Chile, la cogeneración es un tema relativamente nuevo, con un número reducido de
plantas en operación. Una de estas plantas, de propiedad de la empresa Metrogas S.A., está
instalada en la planta de San Bernardo de Watt´s Alimentos S.A. Esta planta de cogeneración
utiliza como combustible primario Gas Natural y opera bajo la consigna de abastecer la demanda
eléctrica, entregando vapor de agua como producto secundario. Esta instalación es una planta
totalmente innovadora en lo que se refiere a técnicas de generación distribuida y cogeneración en
el país. Debido a esto, la empresa Metrogas está interesada en generar un modelo eléctrico de la
planta para poder analizar el comportamiento de ésta frente a perturbaciones eléctricas en la red de
distribución en media tensión.
La planta de cogeneración instalada en Watt’s Alimentos, está en operación desde principios
del año 2005. Durante el periodo comprendido entre enero de 2005 y julio de 2005 se han
presentado varías contingencias, tanto al interior de la planta como en la red de distribución, que
han obligado a una o más protecciones a actuar.
1.2. ALCANCE
El presente trabajo se focaliza en lograr un modelo eléctrico de simulación estática y
dinámica de la planta de cogeneración instalada por Metrogas S.A. en las dependencias de Watt’s
Alimentos Ltda., con el fin de realizar un análisis acabado del comportamiento de la planta frente
a un número acotado de perturbaciones eléctricas.
3
El modelo está acotado al del equipamiento existente en la planta de cogeneración
instalada por Metrogas S.A. en la planta de Watt´s Alimentos ubicada en la comuna de
San Bernardo [4]. A partir de los registros de fallas de la planta durante su primera fase de
operación, se busca validar el modelo obtenido.
Para probar e implementar la modelación, se utilizó el software Power Factory 13.1
(B256) de DIgSILENT, disponible en su versión estudiantil en el Departamento de Ing. Eléctrica
de la Universidad de Chile.
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. Objetivo General
El objetivo general de este trabajo es el de contribuir al proceso de integración de unidades
de generación distribuida de cogeneración en redes de distribución eléctrica a través del
estudio de su comportamiento eléctrico desde las perspectivas estacionarias y dinámica.
.
1.3.2 Objetivos Específicos
En este trabajo se definen los siguientes objetivos especificos:
• Adquirir una visión del estado del arte en modelos de representación de unidades de
cogeneración y su respectiva simulación estacionaria y dinámica.
• Disponer de un modelo de representación de la planta de cogeneración, instalada por
Metrogas en Watt’s Alimentos S.A., suficiente para el estudio estacionario y dinámico de
su comportamiento.
• Disponer, a través de un proceso de validación y estudio de casos, de un diagnóstico de los
elementos críticos a ser considerados en los estudios de interconexión de unidades de
cogeneración a la red.
4
1.4. ESTRUCTURA GENERAL
En los primeros capítulos del documento se revisan las definiciones y estado del arte de la
cogeneración tanto a nivel mundial como nacional. Se describen también las características
técnicas relevantes de la interconexión de unidades de cogeneración a las redes de distribución en
media tensión.
En el capítulo 3 se describe en forma detallada el modelo de la planta de cogeneración,
cubriendo cada uno de sus componentes: generadores, líneas de transmisión, transformadores, etc.
A su vez, se realiza un modelo de la red de distribución a la cual se conecta la planta.
En el capítulo 4 se simula y valida el modelo descrito en el capítulo 3, se describen los
escenarios de estudio y se realizan simulaciones para algunos casos de contingencia. En el último
capítulo se exponen las conclusiones del trabajo, recomendaciones y desafíos futuros.
5
2. INTRODUCCIÓN A LA COGENERACIÓN
2.1. ACERCA DE LA COGENERACIÓN
La forma convencional de cubrir las necesidades de electricidad y calor es comprando la
electricidad a las empresas distribuidoras y generar el calor mediante combustión, ya sea de
combustibles líquidos o sólidos, en una caldera u horno. Sin embargo, una disminución
considerable del consumo de combustible se logra utilizando la técnica de cogeneración, conocida
también como CHP por la sigla en inglés Combined Heat and Power. Cogeneración es la
producción secuencial de dos o más formas útiles de energía a partir de una misma fuente de
combustible primario [2].
Las dos formas más usuales de energía útil generadas son la energía mecánica y la energía
térmica. La energía mecánica es habitualmente utilizada para accionar un generador eléctrico.
Basado en este antecedente, en la literatura se encuentra la siguiente definición de cogeneración:
Cogeneración es la producción de energía eléctrica y térmica a partir de una misma
fuente de combustible primario [2].
Durante la operación de las plantas termoeléctricas convencionales, grandes cantidades de
energía son traspasadas a la atmósfera, a través de los circuitos de enfriamiento de las máquinas o
de los gases de escape. La mayor parte de esta energía calórica desechada puede ser recuperada y
utilizada para cubrir necesidades térmicas, incrementando la eficiencia total del ciclo de 30-50%
típica de una planta termoeléctrica a 80-90% de los sistemas de cogeneración.
2.2. COGENERACIÓN COMO GENERACIÓN DISTRIBUIDA
No existe una definición rigurosa del concepto Generación Distribuida. Sin embargo éste
se refiere a la Generación de Energía Eléctrica mediante instalaciones mucho más pequeñas que
las grandes centrales convencionales y situadas cerca de las instalaciones que consumen esta
Energía Eléctrica [5].
6
Según la definición del Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE), una de las
más conocidas; La Generación Eléctrica Distribuida (DG): “es la generación de electricidad
mediante instalaciones que son suficientemente pequeñas en relación con las grandes centrales de
generación, de forma que se puedan conectar casi en cualquier punto de un sistema eléctrico" [5].
Teóricamente, cualquier tecnología de generación podría ser usada para la (DG), turbinas
eólicas, turbinas hidráulicas, motores de combustión interna, turbinas de gas, celdas fotovoltaicas,
celdas de combustible, etc., pero en la práctica, sólo aquellas que disponen de alta eficiencia son
viables económicamente.
Debido a que las plantas de cogeneración en general satisfacen requerimientos de calor a
una actividad industrial, es necesario que éstas estén ubicadas muy cerca de donde el calor será
consumido. Además, son muchas las ocasiones en que la generación de electricidad no supera los
9 MW, limite impuesto por la “Ley General de Servicios Eléctricos” para poder ser catalogado
como generador distribuido. Así, cumpliendo con estas características, son muchas las plantas de
cogeneración que caen dentro de la definición de generación distribuida.
La generación distribuida posee elementos que la hacen muy atractiva desde el punto de
vista de calidad de suministro de los sistemas eléctricos y de disminución de pérdidas en
transmisión. Dado que las plantas de generación distribuida se conectan en su mayoría a las redes
de media tensión y son muy cercanas a los consumos, las pérdidas óhmicas asociadas a los
grandes sistemas de transmisión se reducen considerablemente. Además, la generación puede
aportar reactivos al sistema, alivianando la carga reactiva a las grandes centrales y haciendo el
sistema más estable desde el punto de vista de regulación de tensión.
2.3. TECNOLOGÍAS DE COGENERACIÓN
La cogeneración es una técnica que se utiliza desde principios de siglo XX en Estados
Unidos y Europa, por lo que ha tenido suficiente tiempo como para evolucionar a las tecnologías
eficientes que se utilizan hoy en día. Los sistemas de cogeneración más utilizados hoy en día se
basan en motores de combustión interna, turbinas a gas y turbinas a vapor. Sin embargo, gracias a
los avances de la tecnología, están integrándose con mucha fuerza al mercado sistemas de
cogeneración basados en microturbinas a gas y celdas de combustible. Dependiendo de los
7
requerimientos de energía eléctrica y térmica que tenga un determinado proceso, se elegirá la
tecnología más adecuada. Si las potencias eléctricas son relativamente pequeñas se preferirá
emplear sistemas de motores de combustión interna o si los costos de inversión lo permiten,
microturbinas y celdas de combustible, pero si los requerimientos de potencia eléctrica son
mayores, los sistemas de turbinas de vapor o de gas son más adecuados.
Las plantas de cogeneración consisten básicamente en 4 elementos:
- Máquina motriz (Motor, turbina, etc.),
- Generador eléctrico,
- Sistema de recuperación de calor,
- Sistema de Control.
Generalmente las unidades de cogeneración son clasificadas según el tipo de máquina
motriz, generador y energético (combustible) utilizado. A continuación, se examinarán las
principales tecnologías disponibles. La Tabla 1 resume las principales tecnologías con su rango de
tamaño típico, índice de calor a potencia (heat to power ratio) y eficiencia.
Tabla 1: Sistemas de Cogeneración Típicos [2]
Máquina Motriz
Rango de
Potencia
[MWe]
Índice Calor
a Potencia
Eficiencia
Eléctrica
Eficiencia
General
Turbina a Vapor 0.5-500 3:1 – 10:1 7 – 20% Hasta 80%
Turbina a gas
Ciclo Combinado 3-300 1:1 – 3:1* 35 – 55% 73 – 90%
Turbina a Gas
Ciclo abierto 0.25-50 1.5:1 – 5:1* 25 – 42% 65 – 87%
Motor de Compresión 0.2-20 0.5:1 – 3:1* 35 – 45% 65 – 90%
Motor de Explosión 0.003-6 1:1 – 3:1 25 – 43% 70 – 92%
* Los índices de calor a potencia más altos son logrados mediante incineración adicional.
8
2.3.1. Turbinas de vapor
La energía mecánica que mueve al generador es producida mediante la expansión, a través
de una turbina del vapor a alta presión producido en una caldera. La potencia eléctrica producida
depende de cuánto puede ser reducida la presión del vapor a través de la turbina antes de ser
requerido para satisfacer las necesidades de calor. A la salida de la turbina se obtiene vapor de
media y baja presión. Generalmente el vapor de media presión se utiliza directamente en procesos
industriales cercanos a la planta, debido a su mejor calidad térmica. El vapor de baja presión en la
mayoría de los sistemas es retroalimentado al sistema en forma de agua empleando un
condensador. En la
Figura 1 se muestra un diagrama de bloques del proceso de cogeneración mediante turbina a
vapor.
Los ciclos de vapor producen una gran cantidad de energía calórica comparada con la
energía eléctrica producida, resultando en instalaciones de alto costo en $/kW, debido a que
aproximadamente un 70% del calor disponible a la entrada se conserva a la salida. Sin embargo,
debido a esta gran cantidad de calor residual del proceso, esta tecnología se aplica en procesos
industriales con altos requerimientos de vapor. Además, la posibilidad de utilizar en las calderas
combustibles a partir de desechos, como por ejemplo licor negro o desechos forestales, hacen que
esta tecnología sea muy utilizada en la industria papelera. [2]
Figura 1: Cogeneración con turbina a vapor
Potencia de Salida
Combustible
Caldera
Bomba Recuperador de calor
Vapor
Energía Térmica
Turbina
9
2.3.2. Turbinas de gas
En la turbina a gas, la combustión se realiza en una cámara de combustión utilizando
una mezcla de gas y aire, este último es provisto por un compresor. Los gases obtenidos de la
combustión, que están a muy alta temperatura y presión son utilizados para accionar una
turbina conectada mecánicamente con el generador. La energía residual del proceso, en
forma de gases de escape a altas temperaturas es usada para satisfacer las demandas de
calor del sitio. Ver
Figura 2.
Las turbinas a gas operan bajo condiciones muy exactas de alta velocidad y alta
temperatura, por lo que los gases que se le inyectan a la turbina deben estar libres de impurezas y
deben contener una mínima cantidad de contaminantes que pueden producir corrosión no deseada
bajo condiciones de operación normal. Debido a esto las turbinas a gas utilizan principalmente
combustibles de alta calidad como por ejemplo el gas natural. Sin embargo, gases producidos en el
proceso de destilación del petróleo, tales como el gas oil pueden ser utilizados. Asimismo se puede
utilizar biogás y gases de desecho, siempre y cuando su poder calorífico sea lo suficientemente
alto y constante. Además en esos casos puede ser necesaria la utilización de filtros.
Los gases de escape de la turbina se encuentran en un rango de temperatura de 450ºC a
55ºC, por lo que la turbina a gas es una tecnología muy apropiada para demandas de calor de alto
grado. La planta consume de tres a cuatro veces más aire del requerido para suplir de oxígeno a la
combustión. Este exceso de aire es necesario para asegurar que no exista calentamiento excesivo
de la máquina durante el proceso. Sin embargo esto significa también que los gases de escape
tienen un alto contenido de oxígeno, por lo que pueden ser utilizados como propulsor de otros
procesos de combustión.
Debido a que el rendimiento de las turbinas a gas es proporcional a su potencia instalada,
la aplicación de esta tecnología de cogeneración está limitada para plantas mayores a 1MW de
potencia eléctrica [2].
10
Figura 2: Cogeneración utilizando turbina a gas.
Esta tecnología de cogeneración se aplica típicamente en los siguientes procesos [2]:
a) Procesos de secado directo. El flujo directo de gases a alta temperatura es apropiado para
procesos en los cuales el contacto directo con los gases de escape está permitido. Así se
pueden lograr teóricamente las eficiencias más altas, producto de la utilización directa de
los gases de escape.
b) Producción de vapor a media o baja presión (8 a 18 bar), mediante un recuperador de calor
en una caldera.
c) Generación de agua caliente a alta temperatura, para aplicaciones en las que los
requerimientos de agua caliente son sobre 140ºC.
d) Cuando interesa aumentar el rendimiento energético de la instalación, puede utilizarse un
ciclo combinado. En este caso, los gases de escape se utilizan en una caldera para producir
vapor de alta presión que luego es inyectado a una turbina de vapor acoplada a otro
generador.
Cámara de combustión
Medio refrigerante
Compresor de baja presión
Combustible
Compresor de alta presión
Aire
Gases de escape, Van a intercambiadores
de calor o post combustión
Caja de Cambios
Turbina
Generador
Intercambiador de calor
11
2.3.3. Motores de Combustión Interna
Los motores de combustión interna utilizados en cogeneración operan bajo los mismos
principios que los motores diesel y a gasolina utilizados en la industria automotriz. Una mezcla de
combustible (petróleo, gasolina o gas de algún tipo) y aire es comprimida y luego encendida en
una cámara de combustión, la explosión producida expande la mezcla produciendo trabajo
mecánico al desplazar un pistón en un cilindro. En general los motores de combustión interna
utilizados en cogeneración son los denominados motores de cuatro tiempos debido a que el ciclo
del motor se completa en cuatro tiempos o etapas, admisión, compresión, explosión y escape (ver
Figura 3).
La combustión de los gases, que se realiza en el interior del motor, genera calor en forma
de gases de escape a altas temperaturas y a través de los circuitos de enfriamiento del motor. En
general los gases de escape se utilizan para procesos de secado o para alimentar calderas de vapor.
El calor extraído a través de los circuitos de refrigeración se utiliza como fuente de agua caliente
en un rango de temperaturas de 90ºC a 150ºC.
Los motores de combustión interna se adaptan fácilmente a las variaciones que se puedan
producir en la demanda de potencia. Responden de manera rápida a estas variaciones, sin que esto
se transforme en un gran aumento del consumo de combustible ni en una reducción significativa
del rendimiento de la planta. Además, debido a la posibilidad de utilizar varias unidades se
consigue una excelente flexibilidad para poder satisfacer las demandas de potencia de los clientes
y una mayor facilidad de mantenimiento.
1. Admisión 2. Compresión 3. Fuerza 4. Escape
Figura 3: Ciclo de motor de combustión interna de cuatro tiempos
12
Típicamente los motores de combustión interna se utilizan en las siguientes aplicaciones [2]:
a) Producción de vapor utilizando la salida de los gases de escape y separadamente
producción de agua caliente a 90-130ºC utilizando el sistema de enfriamiento del motor.
b) Producción de agua caliente a más de 150ºC, lo que se logra sobrecalentando el agua de la
salida del circuito de refrigeración mediante los gases de escape.
c) Procesos de secado en que no importa que el producto esté en contacto directo con los
gases de escape a altas temperaturas, como por ejemplo cerámicas.
d) Utilización de intercambiadores de calor para extraer el calor de los gases de escape y
calentar aire o agua.
Figura 4: Cogeneración utilizando motores de combustión interna
2.3.4. Microturbinas
Las microturbinas difieren substancialmente de la mayoría de los métodos tradicionales de
generación de energía eléctrica usados en la industria, con emisiones sumamente bajas, y que
resultan particularmente útiles en muchísimas aplicaciones industriales y comerciales. Una
microturbina es esencialmente una planta de generación en miniatura, autocontenida, que genera
Generador
Pistón
Gas Natural
Válvula entrada
Válvula salida
Corriente eléctrica
Turbo cargador
Aire
Gases de
escape
Intercambiador de calor Gases de escape
Intercambiadores de calor Circuitos de enfriamiento
Agua fríaVapor / Agua caliente
Chispa
Cigüeñal
13
energía eléctrica y calorífica en rangos desde 30kW hasta 1.2MW en paquetes múltiples. Tiene
una sola parte móvil, sin cajas de engranajes, bombas u otros subsistemas, y no utiliza lubricantes,
aceites o líquidos refrigerantes. Ver Figura 6.
El principio fundamental de funcionamiento de las microturbinas es el mismo que el de las
turbinas a gas, o sea, se hace circular una mezcla de aire y gas a alta presión por una turbina. Estas
unidades operan a altísimas velocidades (entre 45.000 y 100.000 revoluciones por minuto) , por lo
que es necesario equipos de electrónica de potencia como variadores de frecuencia para adaptar la
energía eléctrica generada a los requerimientos locales.
Estos equipos pueden utilizar varios tipos de combustibles, tanto líquidos como gaseosos,
incluyendo gas metano y gases de bajo poder calorífico (tan bajo como 4500 Kcal/m3) emanados
de digestores de rellenos sanitarios.
Uno de los usos más prácticos y eficientes de la microturbina es en el contexto de la
cogeneración. Utilizando ambas formas de energía simultáneamente, energía eléctrica y calor,
permite maximizar el uso del combustible con eficiencias generales del sistema entre 70-80%.
Empresas comerciales, pequeñas industrias, hoteles, restaurantes, clínicas, centros de salud, y una
multitud de otras aplicaciones pueden combinar sus necesidades de electricidad y energía térmica
mediante el uso de microturbinas como sistemas de cogeneración, lo que anteriormente era difícil
de lograr [6].
Figura 5: Microturbina Capstone
14
Figura 6: Cogeneración utilizando microturbina
2.3.5. Celdas de Combustible
Las celdas de combustible son una aproximación totalmente diferente a la generación de
energía eléctrica. Estas unidades operan en forma similar a un acumulador eléctrico común.
Mediante combinación electroquímica de hidrógeno (H2) y del oxígeno (O2) se genera
electricidad. Arreglos de celdas de combustible disponibles y en desarrollo, son silenciosas, no
producen contaminantes, no tienen partes móviles y logran eficiencias eléctricas superiores a las
más avanzadas tecnologías de generación basadas en motores de combustión interna y turbinas a
gas. En la Figura 7 se muestra un diagrama de la utilización de celdas de combustible como
sistema de cogeneración [7].
El combustible hidrógeno es alimentado al "ánodo" de la Celda de Combustible. El
oxígeno (del aire) entra a la celda de combustible a través del cátodo. Estimulado por un
catalizador, el átomo de hidrógeno se separa en un protón y un electrón, los cuales toman
diferentes caminos hacia el cátodo. El protón pasa a través del electrolito. Los electrones crean una
corriente separada que puede ser utilizada antes de que regresen al cátodo, para reunirse
nuevamente con el hidrógeno y el oxígeno en una molécula de agua [8].
Gas natural Electricidad
Rectificador / Inversor
Cámara de combustión
Recuperador de calor
Energía térmica
Compresor
Compresor de Combustible
(Si es necesario)
Agua/Aire a baja temperatura
Escape
Generador Aire
Microturbina
15
Figura 7: Cogeneración utilizando celdas de combustible
Un sistema de celda de combustible que incluye un “procesador de combustible” puede
usar el hidrógeno contenido en cualquier combustible hidrocarburo – desde gas natural hasta
metanol, e incluso gasolina. Como la celda de combustible depende de la química y no hay
proceso de combustión, las emisiones de un sistema de este tipo serían mucho menores que los
procesos de combustión de combustibles más limpios.
El hidrógeno utilizado por la celda puede ser obtenido de variadas fuentes, pero el método
más económico es extraerlo de gases y combustibles ricos en hidrógeno como el gas natural y
combustibles líquidos. Existen varios materiales sólidos y líquidos que pueden ser utilizados como
electrolitos, pero los más comunes son Ácido Fosfórico (PA), Carbonato Fundido (MC), Óxido
Sólido (SO) y Membrana de Intercambio Protónico (PEM), siendo las celdas que utilizan ácido
fosfórico las más empleadas actualmente en aplicaciones estacionarias.
Inversor
Electrones
Corriente Alterna
Electrolito
Cátodo
Ánodo
Procesador De
Combustible
Combustible
Vapor
Agua/Vapor
Energía Térmica (vapor agua caliente)
Escape
H2 Aire/O2
16
A partir del electrolito utilizado se definen los siguientes tipos de celdas de combustibles [8]:
a) Celda de Combustible de Ácido Fosfórico (PAFC): Las PAFCs generan electricidad
con más de 40% de eficiencia – y cerca del 85% del vapor que estas generan es usado para
cogeneración. La temperatura de operación se encuentra en el rango de 150 – 200ºC. Una
de las principales ventajas de este tipo de celda de combustible además de su eficiencia
cercana al 85% en cogeneración, es que puede utilizar hidrógeno poco puro como
combustible. La PAFC es la tecnología de celda de combustible más madura. Las PAFCs
existentes tienen salidas de hasta 200kW y unidades de 1 MW han sido probadas.
b) Membrana de Intercambio Protónico (PEM). Estas celdas operan a temperaturas
relativamente bajas, cerca de 80ºC, tienen alta densidad de potencia y pueden variar
rápidamente su salida de potencia para atender cambios en la demanda de potencia. La
membrana de intercambio protónico es una hoja de plástico delgado que permite que iones
de hidrógeno pasen a través de ella. El electrolito sólido tiene la ventaja de reducir la
corrosión y otros problemas de funcionamiento. Este tipo de celda de combustible es, sin
embargo, sensible a impurezas presentes en el combustible. La salida de la celda
generalmente está en el rango de 50kW a 250kW.
c) Carbonatos Fundidos (MCFC). Estas celdas de combustible usan una solución líquida
de carbonatos de litio, sodio y/o de potasio, embebidos en una matriz para formar un
electrolito. Estas celdas prometen altas eficiencias de conversión de combustible a
electricidad, cerca del 60% normalmente ú 85% con cogeneración, y operan a unos 650ºC.
La alta temperatura de operación es necesaria para alcanzar una suficiente conductividad
del electrolito. Se han probado MCFCs de 10kW hasta 2 MW usando una variedad de
combustibles y están dirigidas principalmente a aplicaciones de generación de potencia
estacionaria.
d) Celda de Combustible de Óxido Sólido (SOFC). La SOFC podría ser utilizada en
grandes aplicaciones de alta potencia, industrial y estaciones centrales de generación de
electricidad a gran escala. Un sistema de óxido sólido generalmente utiliza un material
cerámico de óxido de zirconio sólido y una pequeña cantidad de itria, en lugar de un
electrolito líquido, permitiendo que las temperaturas de operación alcancen altas
17
temperaturas. Las eficiencias de operación podrían alcanzar el 60% y 85% con
cogeneración y la salida de la celda hasta 100 MW.
e) Celda Alcalina: Estas celdas, usadas durante mucho tiempo por la NASA, pueden
alcanzar eficiencias de generación de potencia de hasta 70%. Su temperatura de operación
es de 150 a 200°C. Utilizan una solución acuosa alcalina de hidróxido de potasio
embebida en una matriz como electrolito. Esto es ventajoso pues la reacción del cátodo es
más rápida en un electrolito alcalino, lo que significa mayor desempeño. Típicamente
tienen una salida de celda de 300W a 5kW.
2.4. COGENERACIÓN EN CHILE
2.4.1. Normativa Vigente
La normativa vigente respecto a la cogeneración a pequeña escala, es la ley Nº19.940,
conocida como la “Ley Corta”. Esta ley no define explícitamente el término cogeneración. Sin
embargo, la ley menciona el término como posible fuente de generación de energía eléctrica no
convencional. A continuación se realiza un resumen de las consideraciones de la ley respecto de
los proyectos de generación que tengan inyecciones de potencia a la red menores de 9MW.
i) Según el artículo 71-7, las fuentes de generación de energía eléctrica no convencionales, cuyos
excedentes de potencia eléctrica sean menores a 9MW, no deben pagar peajes al sistema de
transmisión troncal, esto siempre y cuando la suma de las potencias eléctricas de las unidades de
generación distribuida no supere el 5% de la capacidad instalada del sistema. En este caso se
pagará al sistema de transmisión troncal, un peaje proporcional al exceso de ese 5%. No obstante,
los peajes correspondientes a sub-transmisión y distribución, deberán ser pagados como cualquier
central convencional, según lo estipulado en la ley y el reglamento posterior definitivo.
ii) Artículo 71-43: “ Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán
obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo acceso a sus instalaciones de
distribución, tales como líneas aérea y subterráneas, subestaciones y obras anexas, para que
terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de la zona
de concesión”
18
iii) La ley estipula que los clientes con demandas de potencia eléctrica superior a 500kW, tienen la
libertad de optar por un precio regulado o libre.
iv) Se autoriza la remuneración por potencia a generadoras de electricidad para unidades menores
a 9 MW.
Se desprende del análisis de la legislación vigente, que los pequeños generadores, dígase generadores de menos de 20MW y con excedentes menores a 9MW, se encuentran en una posición que no los beneficia ni tampoco los perjudica. El hecho de que se haya disminuido la potencia de cliente libre de 2000kW a 500kW, implica que los pequeños generadores podrán tener contratos bilaterales con un número mayor de clientes. Sin embargo, estas empresas generadoras tendrán que pagar peajes de distribución. Por otra parte, la ley establece la obligatoriedad de las empresas distribuidoras de comprar los excedentes de producción de los pequeños generadores que se conecten a sus redes a el precio de nudo establecido en la ultima fijación de precios vigentes, siempre y cuando la energía suministrada por los medios de generación referidos en el articulo 71°-7, no supere el 5% del total de demanda destinada a clientes regulados.
2.4.2. Unidades en operación
En Chile, la cogeneración como tecnología de generación de energía eléctrica,
corresponde aproximadamente a un 2,6% de la capacidad instalada del país [9]. Sin embargo, se
utiliza sólo a gran escala, es decir sobre los 9 MW. Esto se debe principalmente a la falta de una
legislación clara en cuanto a la participación de los pequeños generadores en el mercado eléctrico
nacional. Actualmente se están realizando esfuerzos para revertir esta situación y posicionar a las
tecnologías de generación no convencionales como una opción económica de generación de
energía eléctrica. En la Tabla 2, se muestran las unidades de cogeneración que actualmente
operan en Chile.
19
Tabla 2: Plantas de cogeneración en Chile [10].
Nombre Propietario Energético Potencia Instalada MW
Arauco Arauco Generación S.A. vapor-licor negro 33,0
Celco Arauco Generación S.A.. vapor-licor negro 20,0
Cholguán Arauco Generación S.A.. vapor-desechos forestales 9,0
Valdivia Arauco Generación S.A. vapor-desechos forestales 61,0
Licantén Arauco Generación S.A. vapor-desechos forestales 5,5
Itata Arauco Generación S.A. vapor-desechos forestales 13,0
Laja Energía Verde S.A. vapor-desechos forestales 8,7
Constitución Energía Verde S.A. vapor-desechos forestales 8,7
Petropower Petropower S.A. derivado del petróleo 75,0
Estas instalaciones suman un total de 115,9 MW, que corresponden al 2.93% de la
capacidad total instalada del Sistema Interconectado Central (SIC).
Además de estas instalaciones, existen al menos tres plantas cogeneradoras que no forman
parte del SIC, esto debido a que no tienen excedentes de producción o a que están conectadas a las
redes de distribución de media tensión. Estas son la planta de cogeneración de 3MW ubicada en
Watt’s alimentos S.A. que es propiedad de la empresa Metrogas S.A., una planta de Nestlé S.A.
ubicada en Graneros y la planta de Tapihue en Casablanca. Las tres utilizan como combustible
primario gas natural y participan en el mercado de los bonos de carbono.
20
3. MODELO ELÉCTRICO PLANTA DE COGENERACIÓN
3.1. INTRODUCCIÓN
El modelo eléctrico de la planta de cogeneración, se realizó utilizando el software Power
Factory 13.1 (B256) de DIgSILENT Ghmb. Este es un software especializado para la simulación
de sistemas de potencia.
A partir de los planos de la planta, las hojas de datos de los motores, las pruebas de los
transformadores, ajuste de protecciones, manuales y datos constructivos asociados a la operación
de la planta, se ha desarrollado el modelo de representación de la planta descrita en la siguiente
sección.
3.2. MODELO GENERAL DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN
La planta está constituida por dos grupos generadores marca Caterpillar uno de 1950kW y
el otro de 1020kW. Estos generadores están conectados a los respectivos transformadores
elevadores, que a su vez se conectan a la barra de distribución de carga. Esta barra, es la principal
del sistema, pues aquí empalman la red de distribución de la empresa Río Maipo y los pequeños
generadores. Esta barra se conecta a través de conductores subterráneos a los consumos de Watt´s
Alimentos, que se subdividen en dos consumos base, uno de 1500kW y otro de 800kW, y en dos
consumos de plantas de electrólisis, de 500kW y de 2200kW, para en total sumas 5000kW. En la
Figura 8 se muestra un diagrama unilineal de la Planta de Cogeneración.
3.3. MODELO DE GENERADORES
Como se ve en la Figura 8, la planta de cogeneración está compuesta por tres
generadores, dos de ellos en operación, G1 y G2, y uno de respaldo, G3. Los dos generadores en
servicio corresponden a máquinas sincrónicas de polos salientes alimentadas mecánicamente por
motores de combustión interna a gas natural. G1 corresponde al set generador CAT3520 de
1950kW y G2 al set CAT3516 de 1020kW. Respecto al generador de respaldo corresponde a una
21
máquina sincrónica de rotor cilíndrico de 1100kW alimentada mecánicamente por un motor de
combustión interna diesel. Las reactancias, constantes de tiempo y aceleración de las unidades se
encuentran en el Anexo A.
Figura 8: Diagrama unilineal planta de cogeneración
3.4. MODELO DE TRANSFORMADORES
Para efecto de modelación de la planta de cogeneración de Watt’s Alimentos, es necesario
modelar transformadores de dos enrollados. Un transformador de dos enrollados corresponde a un
elemento de red de dos puertas. El modelo equivalente monofásico, se muestra en la Figura 9 e
incluye un modelo generalizado de cambiador de tap (fase y magnitud). Excepto por el control de
taps, el modelo de secuencia positiva es válido para secuencia negativa. En la Figura 10 se observa
: 0,4kV : 12kV
22
el modelo equivalente de secuencia positiva y secuencia cero para transformadores con conexión
Yd con el neutro aterrizado a tierra [11].
El software calcula estos parámetros a partir de los resultados de las pruebas en vacío y de
cortocircuito, que son hechas a todos los transformadores por los fabricantes.
En particular, la planta cuenta con tres transformadores elevadores con conexión Yd11
con neutro aterrizado a tierra, uno de 2500kVA conectado al generador G1 y dos de 1500kVA
conectados a los generadores G2 y G3, de los cuales se tiene los resultados de las pruebas en vacío
XeOH
ReOH 3ReOH 3XeOH RO XO
RHV XHV XLV RLV
XM UHV ULV
Figura 9: Modelo monofásico transformador de dos enrollados
Figura 10: Modelo secuencia positiva y secuencia cero, transformador de dos enrollados conexión Dy estrella
aterrizada
R+ X+
23
y cortocircuito (Anexo B). Además, en el modelo general del alimentador se considera un
transformador Yd11 con neutro aterrizado, que es el que conecta el alimentador La Divisa a la red
de 110kV de la distribuidora Río Maipo.
3.5. MODELO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Las líneas de transmisión son modeladas por el software como un elemento de 2
compuertas, que interconecta dos barras de un sistema. El modelo implementado corresponde a la
representación π (ver Figura 11), que es válida para secuencia positiva, negativa y cero [11].
El modelado de las líneas, se puede dividir en dos secciones. La primera sección
corresponde al modelo de las líneas subterráneas que van del empalme de la distribuidora Río
Maipo hasta la planta de cogeneración y de la planta a la subestación de consumos. El segundo
segmento corresponde a las líneas aéreas del alimentador.
En el caso de las líneas subterráneas se utiliza conductor Madeco XAT 250 MCM para
cada fase. Se utiliza doble circuito, cada uno en un ducto enterrado. Cada tramo es de 70 m de
largo [4]. Con los datos constructivos del conductor y la geometría en la que están dispuestos, se
calculan los parámetros del conductor equivalente (Anexo C).
XR
G G BB
Figura 11: Modelo de líneas de transmisión
24
Para las líneas aéreas se tiene los largos de cada tramo y el tipo de conductor utilizado.
Con estos datos, utilizando el software se calcularon los parámetros de cada tramo de línea de
distribución del alimentador La Divisa (Anexo D)
3.6. MODELO DE CARGAS O CONSUMOS
Las cargas se han modelado como consumos de potencia activa y/o reactiva fija en el
tiempo, es decir, han sido modeladas como consumos equivalentes de potencia activa y reactiva,
no dependientes del voltaje. En la Figura 12 se puede observar un diagrama del modelo de carga
utilizado [11].
La carga que alimentará la planta de cogeneración corresponde al consumo de Watt’s
Alimentos. Este consumo se puede dividir en dos grupos, Carga Base de 2300kW y FP=0,93, y
consumo de plantas de electrólisis de 2700kW y FP=0,93.
3.7. MODELO COMPENSACIÓN REACTIVA
Watt’s Alimentos S.A. cuenta con bancos condensadores como equipos de compensación
reactiva. En total la planta cuenta con 1140kVAr conectados permanentemente y 1210kVar con
conexión automática. Los condensadores conectados permanentemente, están incorporados al
modelo de carga, pues la carga se fija con factor de potencia 0,93, que se obtiene mediante
compensación reactiva. Sin embargo, para mantener el factor de potencia en 0,93 – 0,94 en el
empalme de Río Maipo cuando la planta de cogeneración está operativa, es necesario conectar
más condensadores, que corresponden a los compensadores con conexión automática. En el
P jQ
Figura 12: Modelo de carga
25
modelo de la planta, estos compensadores con conexión automática han sido modelados como un
condensador conectado a la barra de carga de la planta, a este condensador se le variará su
capacidad dependiendo de cuáles sean los requerimientos de reactivos de la planta para mantener
en un nivel aceptable el factor de potencia en el empalme de Río Maipo.
3.8. MODELO DE SISTEMAS DE PROTECCIONES
La planta cuenta con protecciones de sobrecorriente de fase y residual, sobre y baja
tensión y sobre y baja frecuencia. Estas protecciones están divididas en forma natural en
protecciones de generadores, interruptor 52G (según numeración NEMA) y protecciones de
estación, interruptor 52 M. La planta cuenta también con protecciones de sobrecorriente en baja
tensión para proteger los generadores. Además, para poder realizar un estudio completo de las
protecciones de la planta se modeló el reconectador de la distribuidora Río Maipo en el empalme
con la planta Watt’s Alimentos S.A.
En el caso de las protecciones de los generadores, en el lado de alta tensión de los
transformadores se utilizan solamente protecciones de sobrecorriente de fase y residual. El equipo
utilizado corresponde al relé Sepam 1000 serie 20, de Schneider Electric. Este equipo es
alimentado por 3 transformadores de corriente conectados en estrella, de relación 200/5 y por un
transformador residual que mide 3xIo, de relación 470/1. Por otro lado, las protecciones de baja
tensión corresponden a interruptores MásterPact 3200, 4000 y 2500, para G1, G2 y G3
respectivamente, todos con relé Micrologic de 5A.
La estación está protegida por el relé Sepam 1000 serie 41, también de Schneider Electric.
Este relé cuenta con unidades de sobrecorriente de fase y residual (50/51 y 50/51N),
sobrecorriente residual direccional (67N), sobre tensión (59), baja tensión (27), sobre frecuencia
(81H) y baja frecuencia (81L). El relé está alimentado por un banco de 3 transformadores de
potencial de relación de transformación 1200/120 conectados en estrella, un banco de tres
transformadores de corriente de relación 400/5 conectados en estrella y un transformador de
corriente residual de relación 470/1 que mide 3xIo.
Existe también una protección de sobrecorriente de fase y residual ubicada en el punto de
conexión de Watt´s Alimentos a la red de Río Maipo, en el lado de la distribuidora. Esta
26
protección es un reconectador Cooper Power FORM-3A, que da protección de sobrecorriente de
fase y sobrecorriente residual.
3.8.1. Protección de sobrecorriente de fase y sobrecorriente residual.
La protección de sobrecorriente de fase está modelada por 5 bloques principales, un
transformador de corriente trifásico, un transductor o medidor de corriente, dos unidades de
comparación y una unidad lógica, como se muestra en la Figura 13. Las unidades de medida
corresponden a una de tiempo definido y la otra a una unidad de tiempo-sobrecorriente, la cual
tiene integrada distintas curvas de operación. Su numeración Nema es 50/51.
El caso de la protección de sobrecorriente residual es idéntico al modelo de sobrecorriente,
pero el bloque correspondiente al transformador de corriente es monofásico. Ver Figura 14.
iblock
TripToc
yout
Ia/Ib/Ic TripIocIc
StartToc
IbIa
LogicRelLogic
0
1
Ioc I>>RelIoc
Toc I>tRelToc
0 0
11
MeasurementRelMeasure
0
1
2
CtStaCt
0
1
2
2
0
3
1
Figura 13: Diagrama de bloques protección de sobrecorriente de fase
Transf. de
Corriente
Unidad de
Medida
Tiempo Def. I > Io
Unidad Lógica
Tiempo Sobre
corriente
27
iblock
TripToc
yout
TripIocI0x3
StartToc
wInpr;wInpi
LogicRelLogic
0
1
Ioc I>>RelIoc
Toc I>tRelToc
0 0
11
MeasurementRelMeasure
CtStaCt
2
0
3
1
Figura 14: Diagrama de bloques protección de sobrecorriente residual
3.8.2. Protección direccional de sobrecorriente residual
Este relé, 67N según numeración NEMA, está compuesto por 9 bloques. Dos
corresponden a transformadores de corriente monofásicos, uno mide la corriente residual y el otro
la corriente de polarización. Consta también de un transformador de potencial que mide la tensión
residual, para efectos de determinar la dirección de la corriente. Cuenta con dos unidades de
medida, siendo una de ellas la que mide la corriente de polarización y la otra mide la corriente y
tensión residual. También tiene un elemento que determina la dirección de la corriente a partir de
la corriente residual, tensión residual y corriente de polarización. A continuación, se tienen dos
elementos de comparacion, uno instantáneo y el otro de tiempo discreto. Las salidas de ambos
comparadores entran luego en la unidad lógica, que entrega como resultado la señal de apertura de
interruptor. Ver Figura 15.
y2
IpolwInpr..
y1
Rev
erse
yout
wU0x3r;wU0x3i Forw
ard
wI0x3r;wI0x3iIabs
U0x3
I0x3MeasurementRelMeasure
0
1
0
1
2VtStaVt*
Ioc InstantaneoRelIoc
0
1
2
IocRelIoc
0
1
2
Dir DualRelDir
0
1
0
1
2
LogicRelLogdip
0
1
CtpolStaCt
CtStaCt
Measure IpolRelMeasure
Figura 15: Diagrama de bloques protección direccional de sobrecorriente residual
Transf. de
Corriente
Transf. Corriente
Pol.
Transf. de
Potencial
Unidad de
Medida
Unidad de
Medida
Unidad Direccional
Tiempo Def. I > Io
Tiempo Def. I > Io Intant.
Unidad Lógica
Transf. de
Corriente
Unidad de
Medida
Tiempo Def. I > Io
Unidad Lógica
Tiempo Sobre
corriente
28
3.8.3. Protección de baja y sobre tensión
Las protecciones de baja y sobre tensión son relativamente simples. Están compuestos por
5 bloques. El primero corresponde a un transformador de potencial trifásico. Éste alimenta una
unidad de medida que transforma las señales del transformador en unidades utilizables por los
otros bloques. El bloque de medida tiene dos salidas, la frecuencia en Hz y el valor RMS de la
tensión leída. Luego se tienen dos comparadores; uno compara la tensión RMS con un umbral
dado en V o en p.u. y el otro compara la frecuencia con un umbral dado. Ambas señales de salida
alimentan la unidad lógica de la protección que tiene como salida la señal de operación de
interruptor. Ver Figura 16.
Uabs
FeHz
yout
Ur_C;Ui_C
y2
y1
Ur_B;Ui_BUr_A;Ui_A
U<RelUlim
F<RelFrq*Measurement
RelFmeas*
0
1
2
0
1
2
VtStaVt*
0
1
2
LogicRelLogic*
0
1
Figura 16: Diagrama de bloques protección de baja y sobre tensión
3.8.4. Protección de baja y sobre frecuencia
Al igual que la protección de sobre y baja tensión, la unidad de frecuencia es alimentada
por un transformador trifásico de potencial que está conectado a una unidad de medida. Esta
unidad de medida entrega el valor de la frecuencia en Hz y la pasa como entrada a dos unidades
comparadoras de frecuencia. Una de las unidades de comparación actúa para diferencias de
frecuencia pequeñas en tiempos largos y la otra actúa para diferencia de frecuencia grande en
períodos de tiempo pequeños. Ambas salidas son mezcladas mediante un O (OR) lógico en la
unidad lógica de la protección. Ver Figura 17.
Transf. de
Potencial
Unidad de
Medida
Comp. Frec.
Comp. Tensión
Unidad Lógica
29
y2
FeHz
yout
Ur_C;Ui_Cy1
Ur_B;Ui_BUr_A;Ui_A
F<<RelFrq*
F<RelFrq*Measurement
RelFmeas*
0
1
2
0
1
2
VtStaVt*
0
1
2
LogicRelLogic*
0
1
Figura 17: Diagrama de bloques protección de baja y sobre frecuencia
3.8.5. Ajuste de los sistemas de protección
En la El reconectador de Río Maipo cuenta con protección de fase y residual. La
protección de fase corresponde a una curva tipo B con corriente de operación 400A y la
protección residual utiliza una curva tipo 2 con corriente de operación 70A. Ambas curvas están
completamente definidas por las Tablas E.1 y E.2 del Anexo E. El reconectador opera sin
reconexiones.
Los ajustes de las protecciones de baja tensión están dados en tablas I-t que
definen una curva característica para cada protección. En cada una de las protecciones de
baja tensión, una para cada generador, se tienen 3 curvas (Anexo E).
De la Figura 18 a la Figura 21 se puede observar los gráficos tiempo-
sobrecorriente para las protecciones de fase y residuales respectivamente. Cada gráfico
corresponde a la protección general de la planta, 52M, la protección de generador en
media tensión 52G, las curvas del reconectador y las curvas de las protecciones de baja
tensión para cada rama, es decir un gráfico de sobrecorriente de fase y uno residual para la
rama de G1 y lo mismo para la rama G2.
Tabla 3 se observan las configuraciones de las protecciones de la planta, en particular las
corrientes de operación de las unidades de sobrecorriente y las tensiones y frecuencias de
Comp. Frec. F>>
Comp. Frec. F>
Unidad de
Medida
Transf. de
Potencial
Unidad Lógica
Fhz
30
operación de las unidades de tensión y frecuencia. Estos valores son los valores reales utilizados
en la planta de cogeneración.
El reconectador de Río Maipo cuenta con protección de fase y residual. La protección de
fase corresponde a una curva tipo B con corriente de operación 400A y la protección residual
utiliza una curva tipo 2 con corriente de operación 70A. Ambas curvas están completamente
definidas por las Tablas E.1 y E.2 del Anexo E. El reconectador opera sin reconexiones.
Los ajustes de las protecciones de baja tensión están dados en tablas I-t que
definen una curva característica para cada protección. En cada una de las protecciones de
baja tensión, una para cada generador, se tienen 3 curvas (Anexo E).
De la Figura 18 a la Figura 21 se puede observar los gráficos tiempo-
sobrecorriente para las protecciones de fase y residuales respectivamente. Cada gráfico
corresponde a la protección general de la planta, 52M, la protección de generador en
media tensión 52G, las curvas del reconectador y las curvas de las protecciones de baja
tensión para cada rama, es decir un gráfico de sobrecorriente de fase y uno residual para la
rama de G1 y lo mismo para la rama G2.
Tabla 3: Ajuste protecciones planta cogeneración.
Equipo Relé Protección Curva tipo Is(prim) [A] T [s] 50/51 IEC-inverse 360 0,1 DT 1440 0,06
50/51N IEC-very inverse 20 1
52M 67N DT 10 1
Merlin Gerin Evolis
Sepam DT 60 0
630A 1000+s41 32P 82,3 [kW] 1 17,5kV 25kA 27/27S 90%Unp 15
85%Unp 0,1 59 110%Unp 0,1 81H 51,5 [Hz] 1
31
53[Hz] 0,1 81L 48,5[Hz] 1 47[Hz] 0,1 U 90%Unp df/dt 1 [Hz/seg]
52G(1,2,3) 50/51 IEC-inverse 200 0,1 Merlin Gerin Evolis
Sepam DT 600 0,06
630A 1000+s20 50/51N IEC-very inverse 20 0,5
17,5kV 25kA DT 300 0,06
10 100 1000 10000 100000[pri.A]0.01
1
100
10000
[s]
12.00 kV Cub_2\BTG1max Cub_2\BTG1Cub_2\BTG1min Cub_0.0\50/51 G1Cub_0.3\50/51 52M Cub_2\ReconFase RM
50/51 52M IEC 255-3 inverse 360.00 pri.A 0.10
50/51 G1 IEC 255-3 inverse 200.00 pri.A 0.10
50/51 G1 15.00 sec.A 0.06 s
50/51 52M 18.00 sec.A 0.06 s
ReconFase RM Reconectador fase RM
BTG1max BTG1max
BTG1 BTG1
BTG1min BTG1min
DIg
SILE
NT
Figura 18: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones de fase rama G1
32
1 10 100 1000 10000[pri.A]0.01
1
100
10000
[s]
00 kV Cub_0.0\50/51N G1 Cub_0.3\50/51N 52MCub_0.3\67N 52M Cub_2\ReconResidual RM
67N 52M 0.02 sec.A 1.00 s
67N 52M 0.13 sec.A 0.02 s
50/51N G1 IEC 255-3 extremly inverse 20.00 pri.A 0.50
50/51N 52M IEC 255-3 extremly inverse 20.00 pri.A 1.00
ReconResidual RM Reconectador Residual RM
50/51N G1 0.64 sec.A 0.08 s
DIg
SILE
NT
Figura 19: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones residuales rama G1
10 100 1000 10000 100000[pri.A]0.01
1
100
0000
[s]
kV Cub_2\BTG2 Cub_2\BTG2maxCub_2\BTG2min Cub_0.1\50/51 G2Cub_0.3\50/51 52M Cub_2\ReconFase RM
BTG2min BTG2min
BTG2 BTG2
BTG2max BTG2max
ReconFase RM Reconectador fase RM
50/51 52M IEC 255-3 inverse 360.00 pri.A 0.10
50/51 G2 IEC 255-3 inverse 200.00 pri.A 0.10
50/51 G2 15.00 sec.A 0.06 s
50/51 52M 18.00 sec.A 0.06 s
DIg
SILE
NT
Figura 20: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones de fase rama G2
33
1 10 100 1000 10000[pri.A]0.01
1
100
10000
[s]
2.00 kV Cub_0.1\50/51N G2 Cub_0.3\50/51N 52MCub_0.3\67N 52M Cub_2\ReconResidual RM
67N 52M 0.02 sec.A 1.00 s
67N 52M 0.13 sec.A 0.02 s
50/51N G2 IEC 255-3 extremly inverse 20.00 pri.A 0.50
50/51N G2 0.64 sec.A 0.08 s
50/51N 52M IEC 255-3 extremly inverse 20.00 pri.A 1.00
ReconResidual RM Reconectador Residual RM
DIg
SILE
NT
Figura 21: Diagrama tiempo sobrecorriente protecciones residuales rama G2
En la Figura 18 y la Figura 20, los gráficos de sobrecorriente de fase están referidos a
media tensión. En este caso, las corrientes de fase por el lado de baja tensión son iguales a 30
veces la corriente de fase en media tensión, dado por la razón de transformación de los
transformadores. Se hace referencia a las protecciones de baja tensión en media tensión para poder
realizar una buena coordinación de las protecciones.
3.9. MODELO ALIMENTADOR RÍO MAIPO
Se tiene un modelo del alimentador “La Divisa”, propiedad de la empresa distribuidora
Río Maipo. La información recopilada del alimentador corresponde al largo de los tramos de línea
y el tipo de conductor utilizado. Se tiene además información acerca de los consumos a lo largo
del alimentador, de la compensación reactiva, niveles de cortocircuito y ajuste de los
reconectadores (Anexo D).
Con estos datos se ha construido un modelo del alimentador que considera los trazados y
el material de las líneas, y las cargas a lo largo de él. Las cargas han sido dimensionadas y
distribuidas a partir de los datos de los transformadores existentes en el alimentador.
34
Esta distribución ha debido ser estimada y se puede considerar como la parte más débil del
modelo, debido a que los datos son sólo constructivos y no de operación del alimentador. Sin
embargo, para el análisis que se realizará, el modelo del alimentador “La Divisa” es suficiente. En
la Figura 22 se muestra el modelo del alimentador.
Compensación 1140kVar
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga General(8)
Carga Gen..
Carga General(6)
Carga General(5)
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga Gen..
Carga General
Compensac..Lí
nea(
5)
Líne
a(9)
SIC(1)
Líne
a(7)
Líne
a(8)
Líne
a(4)
Líne
a(3)
Líne
a(2)
Líne
a(1)
Líne
a
G~
G3(respaldo)G2G~
G1G~
Cab
le B
12-e
mpa
lme
Cab
le e
mpa
lme-
B12
Carga Electrolizer 2200kW
Carga Electrolizer 500kWCargaBase800kW
Carga Base 1500kW
Traf
o3
Traf
o2
Traf
o1
Traf
o
Trayecto .. Trayecto ..
p. Rio Maipo
T8
T11
T10T7
T6
T5
T4
T3
T2
S/E Panamericana
T1
Station1/B_PG
Emp. Watts
Figura 22: Diagrama unilineal alimentador “La Divisa”
3.10. MODELO RED EXTERNA
La red externa está definida como una barra infinita o un generador sincrónico de alta
inercia. En otras palabras, todas las líneas y los transformadores del sistema en estudio se conectan
Empalme Río Maipo
Subestación Panamericana
T1
T2
T3
T4
T5
T6
T7 T10
T11
T8
185 kVA cosφ=0.95
185 kVA cosφ=0.95
185 kVA cosφ=0.95
185 kVA cosφ=0.95
185 kVA cosφ=0.95
355 kVA cosφ=0.95
270 kVA cosφ=0.95
625 kVA cosφ=0.95
835 kVA cosφ=0.95
1015 kVA cosφ=0.95
190 kVA cosφ=0.95
640 kVA cosφ=0.95
450 kVA cosφ=0.95
Watt´s Alimentos
(Planta Cogeneración)
: 12 kV : 110 kV
35
a un sólo punto de la red externa (ver Figura 23). Para el cálculo de flujos de potencia y
cortocircuitos, la representación puede ser aplicada siempre. En el caso de estudios de estabilidad
transitoria, para que la red externa pueda ser considerada como una barra de potencia infinita, el
sistema en estudio debe ser al menos 10 veces menor que la red externa [11].
36
Figura 23: Modelo red externa
Para la representación de redes externas en Power Factory, se deben considerar los
siguientes criterios:
• Para cálculos de flujo de potencia la red externa puede ser definida como PQ, PV
o Slack, en este caso ha sido definida como Slack,
• La información básica requiere la potencia de cortocircuito y el R/X ratio,
• Para simulaciones de transitorios y electromecánicas, las impedancias de
secuencia negativa y cero deben ser dadas,
• Para estudios dinámicos, el software remplazará la red externa por un generador
sincrónico con las siguientes especificaciones durante el cálculo de condiciones
iniciales:
cosϕ =0,8 ; TAG =99,0
T’d = T’q =1,0 ; T’’d = T’’q =0,1
x d = x q = 0,22 ; x’’d = x’’
q = 0,2
x’’d = x’’
q = 0,2
SGN = x’’d · S”K/1,1 ; RS = x’’
d · R/X
X2 = x’’d · Z2/ Z1 ; X2 = x’’
d · Z0/ Z1
R2 = x’’d · Z2/ Z1 · R/X ; R0 = x’’
d · Z0/ Z1 · R/X
Este modelo, dependiendo de la potencia de cortocircuito especificada puede ser utilizado
para representar una barra infinita.
Red
Externa Pred>>Psistema
Sistema en
Estudio Psistema
37
Para el caso particular del modelo, se ha modelado como red externa la red en 110kV de
Río Maipo a la que se conecta el alimentador La Divisa. Esta red se modeló a partir de los datos de
cortocircuitos proporcionados por la distribuidora (Anexo D).
38
4. ESCENARIOS DE ESTUDIO Y SIMULACIÓN DE ESCENARIOS
4.1. DEFINICIÓN ESCENARIOS DE ESTUDIO
A partir de la operación real de planta de cogeneración de Metrogas, se definen 4
escenarios de operación posibles de la planta. Estos escenarios dependen de las unidades
generadoras, de la red externa de media tensión de Río Maipo, de los escenarios de consumo (hora
punta y no punta) y de las cargas conectadas a la planta. Además, se definen 3 escenarios extras,
que corresponden a la operación del alimentador antes de la entrada en servicio de la planta de
cogeneración, es decir Río Maipo entregando toda la potencia requerida por la planta en horario
punta y no punta, y otro con la planta con los transformadores elevadores con conexión Dy11 con
la estrella levantada de tierra.
4.1.1. Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta
En este horario de operación, que corresponde a todo el día de lunes a sábado, con
excepción del periodo comprendido entre las 18:00hrs. y las 22:30hrs., se conecta toda la
carga de la Planta Watt’s, es decir 2.300kW de carga base y 2.700kW correspondientes a las
plantas de electrólisis, sumando un total de 5.000kW. En esta configuración los grupos G1 y
G2 trabajan a carga nominal y factor de potencia 0,94 fijo. Es decir G1 genera 1.950kW y G2
1.000kW. El banco de condensadores se fija en 250kVAr, para tener un factor de potencia
0,94 en la barra de distribución de carga
4.1.2. Operación en paralelo con la red horario punta
Desde las 18:00hrs. hasta las 22:30hrs. de lunes a sábado, la Planta Watt’s es limitada para
consumir el mínimo contractual permitido de la red de Río Maipo. El mínimo corresponde a
50kW, por lo que la planta se fija en 2.750kW. El consumo de las plantas de electrólisis, de
2.700kW se reduce a 500kW, desconectado 2.200kW, mientras que la carga base es de
2.300kW, teniendo una carga total de 2.800kW. El banco de condensadores se fija en
170kVAr para tener un factor de potencia 0,94 en la barra de distribución de carga.
39
En caso de ocurrir la contingencia, pérdida del alimentador Río Maipo, la Planta pasa a
operar en modo isla
4.1.3. Operación modo isla
Esta forma de operar ocurre cuando se pierde el alimentador de Río Maipo, y quedando la
Planta con alimentación de los grupos G1 y G2. En este caso, se mantiene la carga base en
2.300kW y la carga de las plantas de electrólisis en 500kW, sumando 2.800kW, que son
entregados por las generadoras, quedando una reserva de potencia de al menos 150kW, para
cualquier eventualidad en la Planta. Se desconecta el banco de condensadores.
4.1.3. Operación planta fuera de servicio
Los domingos, la planta de Watt’s alimentos, funciona a baja carga y los generadores G1 y
G2 quedan fuera de servicio. La planta sólo consume 1.500kW de carga base, que son
entregados en su totalidad por la red de Río Maipo. Se desconecta el banco de condensadores.
4.1.4. Operación planta con transformadores elevadores desconectados de tierra
Este es un escenario ficticio equivalente al escenario en horario fuera de punta, pero con
los neutros de los transformadores elevadores levantados de tierra. Este escenario se
considera solamente para observar el efecto que tiene el hecho le levantar la conexión a tierra
del neutro de los transformadores elevadores en la planta de cogeneración. Se desconecta el
compensador de reactivos.
4.1.5. Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario fuera de
punta
En este horario de operación que corresponde a todo el día de lunes a sábado, con
excepción del periodo comprendido entre las 18:00hrs. y las 22:30hrs., la Planta Watt’s opera
a plena carga (con todos los consumos conectados), teniendo una carga total de 5000kW. Se
desconecta el compensador de reactivos. Este escenario representa la operación del
alimentador en horario fuera de punta, previa a la entrada en servicio de la planta de
40
cogeneración. Este escenario se utilizará sólo para realizar cálculos de flujos de potencia, para
observar el efecto regulador de la planta.
4.1.6. Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario punta
Desde las 18:00 hasta las 22:30 de lunes a sábado, la Planta Watt’s limita la carga
electrolítica a 500kW, desconectado 2.200kW, mientras que la carga base es de 2.300kW,
teniendo una carga total de 2.800kW. Se desconecta el compensador de reactivos. Este
escenario representa la operación del alimentador la Divisa en el horario punta, cuando se
realiza la desconexión de las plantas electrolíticas. Sólo se realizaran cálculos de flujo de
potencia para poder observar los efectos en el alimentador de la planta de cogeneración.
4.3. SIMULACIÓN DE ESCENARIOS
Con el fin de estudiar el comportamiento cuasi-estático de la planta de cogeneración se
realizan cálculos de flujos de potencia y de cortocircuitos.
Mediante los cálculos de flujos de potencias se pretende observar el efecto que tiene la
puesta en servicio de la planta de cogeneración sobre la tensión y los factores de potencia a lo
largo del alimentador. En los cálculos de flujos de potencia se consideran todos los escenarios de
estudio mencionados anteriormente, menos el escenario “Operación planta con transformadores
elevadores desconectados de tierra”.
Los cálculos de cortocircuitos se realizan para realizar un estudio de la coordinación actual
de las protecciones de la planta. Para cada condición de operación, se realizan cálculos de
cortocircuito para falla monofásica a tierra, falla entre fases o bifásica y falla trifásica. Cada una de
estas fallas es simulada en tres locaciones distintas del alimentador, al inicio de éste, en el
empalme de la distribuidora en Watt´s Alimentos y en la barra de carga de Watt´s alimentos.
4.3.1. Cálculos de flujos de potencia
Se realizaron cálculos de flujos de potencia con dos motivos principales. El primero es
obtener perfiles de tensión y factor de potencia a lo largo del alimentador, para poder concluir
41
acerca del efecto de la puesta en servicio de la planta de cogeneración. El segundo motivo es
realizar flujos variando el factor de potencia de los generadores y así observar el efecto de esta
acción sobre la tensión y el factor de potencia de las barras a lo largo del alimentador. Los flujo
de potencia han sido calculados utilizando el método de Newton-Raphson clásico.
- Perfiles de Tensión y Factor de Potencia
Para obtener los perfiles de tensión y factor de potencia se realizaron cálculos de flujos de
potencia en todos los escenarios descritos anteriormente, exceptuando el escenario “Operación
planta con transformadores elevadores desconectados de tierra”.
Los cálculos se han realizado de forma que la tensión en la barra de distribución de carga
de la planta de cogeneración (B_PG) sea 1 en p.u. o equivalentemente 12kV. Para lograr este
objetivo se debe variar la tensión en la subestación Panamericana, moviendo la tensión de la red
externa. Además, los set generadores G1 y G2 son operados en modo PQ, es decir se fija la
potencia activa y el factor de potencia de operación. La potencia activa que genera cada generador
varía según el escenario, mientras que el factor de potencia es fijo en 0,94, según el ajuste real
utilizado en la planta de cogeneración. Esto último, sin embargo, no tiene sentido en el escenario
de la planta operando en isla. En este caso, G1 opera como generador de referencia (Slack) de la
pequeña red que forman G1, G2 y los consumos, fijando la tensión y la frecuencia de operación.
Se obtiene para cada escenario los resultados del flujo de potencia en barras,
transformadores y generadores, es decir los flujos de potencias activa y reactiva y las tensiones en
barras del sistema (Anexo F, /R/FP/flujo de potencia-FP=094.xls). Para cada escenario de
simulación se ha generado un diagrama de flujo, para poder observar claramente las direcciones y
magnitudes de la potencia activa y reactiva (ver Figura 24 a la Figura 29). Además, con los
resultados se han elaborado los gráficos mostrados en las Figura 30 y Figura 31, que representan el
perfil de tensión y el de factor de potencia a lo largo del alimentador. Con respecto a los factores
de potencia, éstos se calculan a partir de los flujos de potencia, se considera para el cálculo las
potencias activa y reactiva inyectadas en cada barra.
42
Figura 24: Diagrama de flujo, Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta
Figura 25: Diagrama de flujo, Operación en paralelo con la red en horario punta
↑P=1933kW ↑Q=642kVAr
↑P=1011kW ↑Q=336kVAr
↑P=5002kW ↑Q=1728kVAr
↓Q=250kVAr
↓P=2058kW ↓Q=750kVAr
V=1 p.u.
V=1 p.u. V=0,999 p.u.
V=0,995 p.u. V=0,997 p.u.
↑P=1815kW ↑Q=604kVAr
↑P=935kW ↑Q=311kVAr
↑P=2800kW ↑Q=934kVAr
↓Q=173kVAr
↓P=50kW ↓Q=18kVAr
V=1 p.u.
V=1 p.u. V=0,999 p.u.
V=0,995 p.u. V=0,996 p.u.
12kV 0,4kV
12kV 0,4kV
43
Figura 26: Diagrama de flujo, Operación en modo isla
Figura 27: Diagrama de flujo, Operación planta fuera de servicio
↑P=1857kW ↑Q=673kVAr
↑P=943kW ↑Q=434kVAr
↑P=2800kW ↑Q=1107kVAr
V=1.003 p.u.
V=1,003 p.u.
V=1 p.u. V=1 p.u.
↑P=1500kW ↑Q=592kVAr
↓P=1500kW ↓Q=592kVAr
V=1 p.u.
V=1 p.u. V=0,999 p.u.
12kV 0,4kV
12kV 0,4kV
44
Figura 28: Diagrama de flujo, Operación previa a la entrada en servicio de la planta, en horario fuera de punta
Figura 29: Diagrama de flujo, Operación previa a la entrada en servicio
de la planta, en horario punta
↑P=5002kW ↑Q=1977kVAr
↓P=5005kW ↓Q=1973kVAr
V=0.962 p.u.
V=0,962 p.u. V=0,961 p.u.
↑P=2800kW ↑Q=1107kVAr
↓P=2801kW ↓Q=1107kVAr
V=1 p.u.
V=1 p.u. V=0,999 p.u.
12kV 0,4kV
12kV 0,4kV
45
Perfil de tensión a lo largo del alimentador
0,95
0,96
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
1,06
1,07
Emp. Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp. Rio
Maipo
T11 T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pan
ameri
cana
V[p.
u.]
Horario fuera depunta
Horario punta
Modo isla
Planta fuera deservicio
Horario fuera depunta antes decogeneraciónHorario puntaantes decogeneración
Figura 30: Perfil de tensión a lo largo del alimentador con
generadores operando a FP=0,94
En la Figura 30, se advierte claramente el efecto regulador que tiene la planta de
cogeneración en el alimentador “La Divisa”, ver adicionalmente Figura 22 con estructura del
alimentador. Como sabemos, la regulación de tensión está asociada a la cantidad de reactivos
requerida por el sistema. Cuando la planta entra en operación, genera reactivos que son
consumidos por la carga de Watt´s Alimentos y que ya no deben ser suministrados por la
distribuidora. Con esto, la caída de tensión, al extremo final del alimentador (sea donde esta la
planta de cogeneración), disminuye en forma significativa.
Se puede ver que el escenario “horario fuera de punta” es el más crítico desde el punto de
vista del distribuidor, debido a que tiene que abastecer una carga mayor. Antes de la entrada en
servicio de la planta de cogeneración se podía llegar a tener hasta casi un 9% de diferencia entre la
tensión en el inicio del alimentador y la tensión en el empalme de la planta Watt´s Alimentos. En
este caso, la red debía abastecer 5000kW y 1980kVAr, que representan casi el 50% de la carga
total del alimentador. Al entrar en operación la planta de cogeneración de 3000kW, la carga a
46
abastecer, por la empresa Río Maipo, se reduce a 2000kW y 750kVAr, haciendo que la carga total
del alimentador, vista por la distribuidora desde la subestación Panamericana, se reduzca un 30%
aproximadamente, reduciendo así la caída de tensión al final del alimentador.
En la Figura 30 se puede observar el efecto del cambio de horario tarifario, de horario
fuera de punta a horario punta. El consumo de la planta Watt’s alimentos disminuye de 5000kW a
2800kW, de los cuales 2750kW son abastecidos por la planta cogeneradora, haciendo que la carga
de Watt’s Alimentos, vista desde el punto de vista de la distribuidora, sea casi nula. Como
disminuye la carga activa y se mantiene fijo el factor de potencia, la carga reactiva disminuye de
1980kVAr a 1100kVAr, de los cuales 1000kVAr son entregados por los grupos generadores. Así,
la distribuidora tendrá que bajar la tensión en el inicio del alimentador con el fin de poder entregar
12 kV en el empalme de Watt’s Alimentos.
Perfil de factor de potencia a lo largo del alimentador
0,89
0,9
0,91
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,97
0,98
0,99
Emp. Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp. Rio
Maipo
T11 T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
FP
Horario fuera depunta
Horario punta
Modo isla
Planta fuera deservicio
Horario fuera depunta antes decogeneracionHorario fuera depunta antes decogeneracion
Figura 31: Perfil de factor de potencia a lo largo del alimentador
con generadores operando a FP=0,94
47
Del gráfico de perfiles de factores de potencia, Figura 31, se puede decir, que los factores
de potencia varían, pues cambian los flujos de reactivos, según la operación de la planta. Se debe
recordar, que la planta cuenta con compensación automática con el fin de poder mantener el factor
de potencia en la barra de distribución de carga (B_PG) en torno a 0,94. En los escenarios de
estudio de menor carga reactiva, dígase horario punta y operación en modo isla, los factores de
potencia a lo largo del alimentador son más cercanos a la unidad, debido a que se mantiene la
carga de potencia activa y se diminuye la de potencia reactiva. Los perfiles de potencia son
calculados en cada barra a partir de las potencias activas y reactivas inyectadas en cada barra.
- Factor de potencia variable
Con el fin de estudiar el efecto de variar la cantidad de reactivos que generan los
generadores, se realizó, para el escenario “Operación en paralelo con la red en horario fuera de
punta”, cálculos de flujos de potencia en los que se varía el factor de potencia (FP) de los
grupos generadores. Se realizaron flujos con los generadores operando con FP=0,8 hasta
FP=1, variando a pasos de 0,02 (Anexo F, /R/FP/FPvariables.xls). De los resultados obtenidos
se graficaron la tensión y el factor de potencia en las barras del alimentador, ver Figura 32 y
Figura 33.
Al aumentar el factor de potencia, acercándose a la unidad, la cantidad de potencia
reactiva que entregan los set generadores tiende a cero. Esta potencia reactiva es entonces
abastecida por la distribuidora. Los flujos de potencia han sido calculados de manera que la
tensión en la barra de distribución de la planta de cogeneración (B_PG) sea 1 en p.u., luego
como los requerimientos de reactivos de la planta Watt’s aumentan cuando aumenta el factor
de potencia, la tensión al inicio del alimentador tiende a subir, ver Figura 32.
El factor de potencia (FP), también denominado cos(φ), se calcula como
))/(cos(arctan PQFP = . Al variar el FP manteniendo constante la potencia activa inyectada
(P), se modifica la potencia reactiva inyectada (Q), al aumentar FP, disminuye Q. Luego al
aumentar la potencia reactiva en una barra, el factor de potencia en esa barra disminuye. Así,
cuando se baja el factor de potencia de los generadores, se aumenta la potencia reactiva que
estos entregan al sistema, alivianando la carga reactiva para la red de Río Maipo, manteniendo
48
fija la potencia activa que esta entrega al alimentador, en consecuencia, el factor de potencia
en el inicio del alimentador tenderá a subir. Este efecto se ve claramente en la Figura 33.
0,98
0,985
0,99
0,995
1
1,005
1,01
1,015
1,02
1,025
1,03
1,035
1,04
1,045
1,05
1,055
1,06
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio M
aipo
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
FP=0.8FP=0.82FP=0.84FP=0.86FP=0.88FP=0.9FP=0.92FP=0.94FP=0.96FP=0.98FP=1
Figura 32: Perfil de tensión para generadores con factores de potencia variables
0,74
0,76
0,78
0,8
0,82
0,84
0,86
0,88
0,9
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio M
aipo
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
FP
FP=0.8FP=0.82FP=0.84FP=0.86FP=0.88FP=0.9FP=0.92FP=0.94FP=0.96FP=0.98FP=1
Figura 33: Perfil de factor de potencia para generadores con
factores de potencia variables
49
4.3.2. Cálculos de cortocircuitos
Los cálculos de cortocircuito se realizan según el estándar internacional IEC909 del año
2001. Sin importar el tipo de falla que se quiera simular, monofásica, trifásica, etc., es posible
determinar la corriente de cortocircuito en el punto de falla con la ayuda de una fuente de tensión
equivalente. La fuente de tensión equivalente en el punto de falla será el único voltaje activo en el
sistema durante el cálculo de cortocircuito. Todas las redes externas y maquinas sincrónicas, son
reemplazadas por su impedancia intrínseca. Además, todas las capacitancias de línea y
admitancias en paralelo de cargas no rotatorias, excepto las de secuencia cero, serán despreciadas.
La fuente de tensión equivalente en el punto de falla, es neq UcU ⋅⋅= )3/1( , donde c
corresponde al factor de tensión.
El factor de tensión, c, depende de sí se calculan la máximas o mínimas corrientes de
cortocircuito. En la Tabla 4 se muestra los valores del factor de tensión para los distintos cálculos.
Tabla 4: Factores de tensión c (IEC909 tabla1)[11].
Tensión Nominal, Un
Máxima
corriente de
cortocircuito
cmáx
Mínima
corriente de
cortocircuito
cmín
Baja Tensión (100V a 1000V)
a) 230V/400V 1,00 0,95
b) Otras tensiones 1,05 1,00
Media Tensión (1kV a 35kV) 1,10 1,00
Alta Tensión (mayor que 35kV) 1,10 1,00
Los cálculos de cortocircuito se realizaron para calcular la mínima corriente de
cortocircuito. En estos casos se hacen las siguientes suposiciones:
- El factor de tensión es cmín.
- Los motores que pudiesen haber en el sistema son despreciados
- Las lineas de transmisión se asumen a su máxima temperatura Tmáx. Luego las
resistencias de secuencia positiva, negativa y cero (Rlínea,1, Rlínea,2, Rlínea,0) se calculan
50
como )0,20(004,00,1(,20, −⋅+⋅= ° máxiilínea TRR , donde los valores tipicos de Tmáx
son:
• Para Un=1kV o mayor, Tmáx=145° y Rlínea=R20°*1,5
• Sino, Tmáx=80° y Rlínea=R20°*1,24
Con todos estos supuestos, la corriente de corto circuito se calcula dependiendo del tipo de
falla que se simule, a partir del circuito equivalente de falla.
4.3.3. Cálculos de cortocircuitos monofásicos
El cortocircuito monofásico corresponde a una de las fallas más comunes en los sistemas
eléctricos, produce un desbalance del sistema en el momento en que una de las fases hace contacto
con tierra. Este desbalance se traduce en que la corriente de secuencia cero, en el punto de falla,
será distinta de cero debido a que los transformadores elevadores tienen sus respectivos neutros
conectados a tierra. Con el fin de estudiar la coordinación y configuración de las protecciones de
la planta de cogeneración, en particular las protecciones de sobrecorriente residual, se han
realizado cálculos de Cortocircuito monofásico en algunos de los escenarios de estudio. En
condiciones típicas de operación esta falla debiese ser despejada por los relés de corriente residual,
que debiesen operar preferentemente antes que los de fase, en el caso en que éstos operasen.
En los escenarios “Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta”,
“Operación en paralelo con la red en horario de punta”, “Operación planta fuera de servicio” y
“Operación planta con transformadores elevadores desconectados de tierra”, se han realizado
cálculos de cortocircuito monofásico en el inicio del alimentador, en el empalme de la
distribuidora con la planta de Watt’s Alimentos (Empalme Río Maipo) y en la barra de carga de
Watt’s Alimentos. Para el escenario “Operación modo isla”, sólo es de interés realizar la
simulación en la barra de cargas. De estas simulaciones se obtienen las corrientes y tensiones de
falla a lo largo del alimentador. Además, se obtienen los tiempos de disparo de las protecciones.
Las condiciones iniciales o pre-falla están dadas por el flujo de potencia del escenario
correspondiente (Anexo F, /R/FP/flujo de potencia-FP=094.xls), la falla corresponde a un
cortocircuito monofásico a tierra de la fase A.
51
En las tablas a continuación se muestran la corriente de falla en el lugar de
ocurrencia de ésta y las corrientes por las protecciones, para cada una de la fallas. Los aportes de
cada generador a la corriente de falla corresponden a las corrientes por las protecciones de baja
tensión (BT). También se muestran los perfiles de tensión a lo largo del alimentador durante la
falla.
- Escenario Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta
Los resultados de la simulación del cortocircuito monofásico para este escenario, se
encuentran agrupados en el Anexo F, /R/CC/HFP/M. En este directorio se encuentran las
planillas con los resultados y los gráficos de tiempo sobrecorriente para cada rama de generación
de la planta, ésto para las fallas en las tres locaciones distintas del alimentador
Tabla 5: Cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta (Anexo F, /R/CC/M/HFP/inicio alimentador.xls)
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 14931,31 0 0 Corriente de Falla [A] 2155,15 0 0 718,3832Tensión de falla[p.u.] 0 1,373722 1,460087 0,7483684 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 3029,129 54,64019 3044,609 0BT G2 2922,316 98,20979 3016,158 052G1 563,0142 405,6789 405,3786 457,876152G2 362,6436 212,6963 207,5435 260,52552M 925,541 618,2779 612,8608 718,3968Reconectador RM 925,5409 618,2778 612,8607 718,3967
52
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,6
Emp. Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp. Rio
Maipo
T11 T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pan
ameri
cana
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 34: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta
La tensión de fase medida en la barra de distribución de carga, B_PG, llega a 0,68 [Vp.u.]
A este nivel de tensión la protección de baja tensión, 27S, opera en 120ms, dando orden de
apertura del interruptor 52M. Por otro lado la corriente residual de falla, I0, a través del relé
direccional de sobrecorriente residual, es suficiente para que actué el ajuste instantáneo, en 20ms.
Se tiene también que los relés de sobrecorriente residual, 50/51G1 y 50/51G2, detectan corrientes
anormales, sin embargo no alcanzan a operar debido a la pronta acción del 67N. Una vez que la
falla a sido despejada, o los generadores aislados del sistema, no habrá corriente de falla residual,
debido a que no existirá puesta a tierra a lo largo del alimentador.
53
Tabla 6: Cortocircuito monofásico a tierra, Empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta
Falla Empalme Río Maipo Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 25681,41 0 0 Corriente de Falla [A] 3706,792 0 0 1235,597Tensión de falla[p.u.] 0 1,022398 0,8575443 0,2479297 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 10737,65 193,6885 10792,52 0BT G2 10359,02 348,1337 10691,67 052G1 1151,764 614,3461 607,8365 787,523252G2 809,8048 280,7851 267,1119 448,089652M 1961,513 894,905 873,9247 1235,605Reconectador RM 1768,803 894,905 873,9246 0,00769432
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp. W
atts
B_PG
1
B_PG
2
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 35: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta
En este caso, debido a la cercanía de los pequeños generadores a la falla, el aporte de
corriente de fase aumenta de forma sustancial, haciendo que las protecciones de sobrecorriente de
baja tensión de G1 y de G2 actúen casi instantáneamente para proteger a los generadores. Además,
la tensión en la barra B_PG cae a 0, por lo que el relé de baja tensión envía señal de apertura al
54
interruptor 52M en 120ms. Con respecto a los relés de sobrecorriente residual, los tres leen niveles
de corriente anormales, no obstante, teóricamente actuarían en tiempos mayores que las
protecciones de sobrecorriente de baja tensión (Anexo F, /R/CC/HFP/M/RM/empalme Río
Maipo.xls)
Tabla 7: Cortocircuito monofásico a tierra, barra de carga, operación en horario fuera de punta
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 25491,98 0 0 Corriente de Falla [A] 3679,45 0 0 1226,483Tensión de falla[p.u.] 0 1,022699 0,8548273 0,2461009 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 10713,61 193,2548 10768,36 0BT G2 10335,82 347,3542 10667,73 052G1 1144,873 609,2349 602,6989 781,714252G2 805,5184 278,1225 264,5685 444,784352M 1753,298 887,118 866,2069 0,00755985Reconectador RM 1753,298 887,1179 866,2068 0,00749304
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp. W
atts
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp. R
io Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 36: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de carga, operación en horario fuera de punta
55
Los niveles de tensión y corriente de falla en este caso son casi idénticos a los resultados
del caso de cortocircuito en el empalme de Río Maipo, pero existe una diferencia que no se puede
pasar por alto, no habrá corriente de secuencia cero a través del interruptor 52M. Puesto que toda
la corriente de secuencia cero es proporcionada por las conexiones a tierra de los transformadores
elevadores, luego el relé 67N no se percatará de que existe una falla monofásica (Anexo F,
/R/CC/HFP/M/RM/barra de cargas.xls).
Si por ejemplo se pensara en levantar la conexión a tierra de los transformadores
elevadores, se solucionaría el problema de los cortocircuitos residuales. De hecho, la falla
monofásica a tierra no sería vista por el sistema, ni despejada, más aún, la tensión residual o tierra-
neutro, aumentaría a niveles peligrosos desde el punto de vista de aislamiento y de seguridad para
los operadores de la planta. En la Tabla 8 se ve la tensión residual en las barras de interés del
sistema en el los escenarios “horario fuera de punta” y “horario fuera de punta levantado de
tierra”.
Tabla 8: Tensión residual en las barras de interés del sistema.
Con conexión a tierra Sin conexión a tierra
Barra Tensión Nominal Secuencia 0 Secuencia 0 Secuencia 0 Secuencia 0
Tn [kV] u0 [p.u.] U0 [kV] u0 [p.u.] U0 [kV] B_PG1 0,4 0 0 0 0B_PG2 0,4 0 0 0 0B_PG 12 0,1414218 1,6970616 0 0Emp. Rió Maipo 12 0,1441495 1,729794 0,5773845 6,928614Barra de carga 12 0,1414218 1,6970616 0,577384583 6,928615Inicio Alié (T1) 12 0,7483684 8,9804208 0 0
56
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,61,71,81,9
Emp. Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp. Rio
Maipo
T11 T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 37: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta,
neutros levantados de tierra
- Escenario Operación en paralelo con la red horario punta (Anexo F, /R/CC/HP/M/)
Tabla 9: Cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, operación en horario punta
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 14931,31 0 0 Corriente de Falla [A] 2155,15 0 0 718,3832Tensión de falla[p.u.] 0 1,373722 1,460087 0,7483684 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 3029,129 54,64019 3044,609 0BT G2 2922,316 98,20979 3016,158 052G1 563,0142 405,6789 405,3786 457,876152G2 362,6436 212,6963 207,5435 260,52552M 925,541 618,2779 612,8608 718,3968Reconectador RM 925,5409 618,2778 612,8607 718,3967
57
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,6
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 38: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, operación en horario punta
Tabla 10: Cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, operación en horario punta
Falla Empalme Río Maipo Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 25681,41 0 0 Corriente de Falla [A] 3706,792 0 0 1235,597Tensión de falla[p.u.] 0 1,022398 0,8575443 0,2479297 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 10737,65 193,6885 10792,52 0BT G2 10359,02 348,1337 10691,67 052G1 1151,764 614,3461 607,8365 787,523252G2 809,8048 280,7851 267,1119 448,089652M 1961,513 894,905 873,9247 1235,605Reconectador RM 1768,803 894,905 873,9246 0,00769432
58
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 39: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, operación en horario punta
Tabla 11: Cortocircuito monofásico a tierra, barra de carga, operación en horario punta
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 25491,98 0 0 Corriente de Falla [A] 3679,45 0 0 1226,483Tensión de falla[p.u.] 0 1,022699 0,8548273 0,2461009 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 10713,61 193,2548 10768,36 0BT G2 10335,82 347,3542 10667,73 052G1 1144,873 609,2349 602,6989 781,714252G2 805,5184 278,1225 264,5685 444,784352M 1753,298 887,118 866,2069 0,00755985Reconectador RM 1753,298 887,1179 866,2068 0,00749304
59
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio M
aipo
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 40: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de cargas, operación en horario punta.
Las fallas en este escenario son idénticas a las fallas en el horario fuera de punta, esto se
explica debido a que en los cálculos de corrientes y tensiones de falla, se desprecian los consumos
y se consideran las tensiones prefalla. Como la tensión prefalla en la barra B_PG y la potencia de
falla es la misma en ambos escenarios de estudio, entonces el aporte de cada generador a la
corriente de falla será igual en ambos escenarios.
En este caso las protecciones operan en los mismos tiempos, pero la lógica de control de la
planta varía para los dos escenarios. En el caso fuera de punta se privilegia el abastecimiento de la
red, desconectando los generadores en caso de falla. En el escenario horario punta se privilegia el
abastecimiento en isla, abriendo el interruptor general, 52M, en caso de fallas.
60
- Escenario Operación modo isla (Anexo F, /R/CC/I/M/)
Tabla 12: Cortocircuito monofásico a tierra, barra de carga, operación en modo isla
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 9251,827 0 0 Corriente de Falla [A] 1335,386 0 0 445,1288Tensión de falla[p.u.] 0 0,8771008 0,8721747 0,08931709 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 12953,78 240,821 12780,21 0BT G2 12504,68 240,8211 12668,41 052G1 733,8553 55,33896 63,14431 283,706552G2 601,7796 55,3363 63,1416 161,42552M 0 0 0 0Reconectador RM 0 0 0 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
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B_PG
1
B_PG
2
B_PG
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T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
n
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 41: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de cargas, operación en modo isla
En este caso las protecciones de baja tensión son las primeras en actuar, dejando a Watt’s
alimentos sin suministro eléctrico. Una vez despejada la falla sólo es necesario sincronizar ambos
generadores y conectarlos a la barra de consumos. En el gráfico de la Figura 41, se muestran las
tensiones de falla a lo largo del alimentador, no obstante, sólo son de interés los primeros cuatro
puntos, que corresponden a las barras al interior de la planta de cogeneración.
61
- Escenario Operación planta fuera de servicio (Anexo F, /R/CC/FS/M/)
Tabla 13: Cortocircuito monofásico a tierra, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 1,291793 0 0 Corriente de Falla [A] 0,1864543 0 0 0,06215143Tensión de falla[p.u.] 0 1,732084 1,732085 1,000026 Corrientes por las protecciones
Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim]
BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0,03083927 0,03084111 0,0308374 0,03083927Reconectador RM 0,03111597 0,03111872 0,0311132 0,03111597
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,61,71,81,9
Emp. W
atts
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10
T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
n
V [p.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Figura 42: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito
monofásico a tierra, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio
En este caso no hay corrientes de falla provenientes de la planta, toda la corriente de falla
es proporcionada por la distribuidora. Debido a la caída de tensión, el relé de baja tensión, 27S,
enviará señal de apertura en 120ms al interruptor 52M
62
Tabla 14: Cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 1,291789 0 0 Corriente de Falla [A] 0,1864537 0 0 0,06215124Tensión de falla[p.u.] 0 1,732094 1,732131 1,000047 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0,03083879 0,03084062 0,030837 0,03083879Reconectador RM 0,1553382 0,03111824 0,0311127 0,03103576
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,61,71,81,9
Emp. W
atts
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0
Figura 43: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio
Esta vez la falla es aguas abajo del reconectador de Río Maipo. Como corresponde a una
falla monofásica y no hay puesta a tierra en el alimentador, la corriente que circula por la fase
fallada es casi nula. La protección de baja tensión actúa en 120ms, dando la señal de apertura al
interruptor 52M.
63
Tabla 15: Cortocircuito monofásico a tierra, barra de carga, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 1,29179 0 0 Corriente de Falla [A] 0,1864538 0 0 0,06215127Tensión de falla[p.u.] 0 1,732093 1,732132 1,000048 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0,155615 0,03084064 0,030837 0,03131247Reconectador RM 0,1553383 0,03111825 0,0311128 0,03103578
00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
11,11,21,31,41,51,61,71,81,9
Emp. W
atts
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
n
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Figura 44: Perfil de tensión de falla a lo largo del alimentador, cortocircuito monofásico a tierra, barra de cargas, planta cogeneración fuera de servicio
Al igual que en el caso anterior la falla sólo es vista por el relé de baja tensión, que envía
la señal de apertura al interruptor 52M en 120ms.
64
4.3.3. Cálculos de Cortocircuitos trifásicos
Esta falla se define como un cortocircuito simultáneo en las tres fases del circuito
alimentador. Pese a que ocurre con muy poca frecuencia, es la más severa de las posibles fallas en
un sistema. Entonces, así como las simulaciones de cortocircuito monofásico, tienen especial
interés para estudiar la coordinación de las protecciones residuales, las simulaciones de
cortocircuito trifásico corresponden a una buena herramienta para el estudio de las protecciones de
sobrecorriente de fase, como de las de baja tensión.
En los escenarios “Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta”,
“Operación en paralelo con la red en horario de punta” y “Operación planta fuera de servicio”, se
han realizado cálculos de Cortocircuito trifásico en el inicio del alimentador, en el empalme de la
distribuidora con la planta de Watt’s Alimentos (Empalme Río Maipo) y en la barra de carga de
Watt’s Alimentos. Para el escenario “Operación modo isla”, sólo es de interés realizar la
simulación en la barra de cargas.
- Escenario Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta (Anexo F,
/R/CC/HFP/T/)
Tabla 16: Cortocircuito trifásico, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 115893,2 Corriente de Falla [A] 5575,912 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 13405,23 BT G2 13423,06 52G1 406,2192 52G2 406,7595 52M 812,3247 Reconectador RM 812,3247
65
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
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B_PG1
B_PG2
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Figura 45: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, inicio alimentador,
operación en horario fuera de punta
Pese a que la falla ocurre en el inicio del alimentador, los generadores de la planta de
cogeneración aportan a la corriente de falla considerablemente. Las corrientes de falla que se
alcanzan, son lo suficientemente altas para que las protecciones de sobrecorriente en baja tensión
actúen casi instantáneamente. Además, debido a la caída de tensión, producto de la falla trifásica
a tierra, la protección de baja tensión, 27S, envía señal de apertura al interruptor 52M en 120ms.
Tabla 17: Cortocircuito trifásico, Empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 67479,89 Corriente de Falla [A] 3246,628 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 16086,5 BT G2 16107,9 52G1 487,4697 52G2 488,1181 52M 974,803 Reconectador RM 2321,066
66
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
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B_PG1
B_PG2
B_PG
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T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
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na
Figura 46: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo,
operación en horario fuera de punta
En este caso, la corriente de falla en la barra fallada es menor que en él anterior, puesto
que la falla ocurre lejos de la red de distribución de Río Maipo, aumentando la impedancia que se
ve desde el punto de falla hacia la subestación Panamericana. Asimismo la impedancia vista hacia
la planta de cogeneración disminuye con respecto al caso anterior, luego el aporte a la corriente de
falla por parte de los generadores aumenta. Con los niveles de corriente de falla alcanzados todas
las protecciones de sobrecorriente actuarían, siendo las de sobrecorriente de baja tensión las
primeras en actuar.
Tabla 18: Cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario fuera de punta
Falla Barra de cargas, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 66787,71Corriente de Falla [A] 3213,325Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 16003,89BT G2 16025,1752G1 484,966352G2 485,611352M 2293,931Reconectador RM 2293,931
67
.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watts
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
Figura 47: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario fuera de punta
La impedancia de falla vista hacia la red de Río Maipo es casi igual a la de la falla
trifásica en el empalme de Río Maipo, lo mismo ocurre con la impedancia de falla vista
hacia los generadores. Luego las corrientes de falla serán prácticamente iguales que en el
caso anterior. No obstante, la corriente por el interruptor 52M cambia de dirección. En el
caso anterior, la corriente por el interruptor se dirigía hacia la barra empalme Río Maipo y
correspondía al aporte de la planta de cogeneración a la falla, en este caso la corriente por
el interruptor corresponde al aporte de la red de distribución a la falla y se dirige hacia la
barra de distribución de carga (B_PG).
68
- Escenario Operación en paralelo con la red horario punta (Anexo F, /R/CC/HP/T/)
Tabla 19: Cortocircuito trifásico, inicio alimentador, operación en horario punta
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 115893,2 Corriente de Falla [A] 5575,912 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 13405,23 BT G2 13423,06 52G1 406,2192 52G2 406,7595 52M 812,3247 Reconectador RM 812,3247
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
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Figura 48: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, inicio alimentador,
operación en horario punta
69
Tabla 20: Cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo, operación en horario punta
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 67479,89 Corriente de Falla [A] 3246,628 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 16086,5 BT G2 16107,9 52G1 487,4697 52G2 488,1181 52M 974,803 Reconectador RM 2321,066
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
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B_PG1
B_PG2
B_PG
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erica
na
Figura 49: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo,
operación en horario punta
70
Tabla 21: Cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario punta
Falla Barra de cargas, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 66787,71Corriente de Falla [A] 3213,325Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 16003,89BT G2 16025,1752G1 484,966352G2 485,611352M 2293,931Reconectador RM 2293,931
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
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Figura 50: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en horario punta
Como en el caso de cortocircuito monofásico, las corrientes de falla son idénticas a las del
escenario operación en horario fuera de punta y los tiempos de operación de las protecciones son
los mismos. Por consiguiente no requieren mayor explicación.
71
- Escenario Operación modo isla (Anexo F, /R/CC/I/T/)
Tabla 22: Cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en modo isla
Falla Barra de cargas, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 0Corriente de Falla [A] 0Tensión de falla[p.u.] 0,52486392 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 16086,5BT G2 16107,952G1 487,469752G2 488,118152M 0Reconectador RM 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio M
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T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
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na
Figura 51: Perfil de tensión, cortocircuito trifásico, barra de carga, operación en modo isla
En este caso la falla es alimentada en su totalidad por los generadores de la planta de
cogeneración. Las protecciones de sobrecorriente en baja tensión operaran casi inmediatamente
(10ms) para despejar la falla.
72
- Escenario Operación planta fuera de servicio (Anexo F, /R/CC/PFS/T)
Para este escenario no es de utilidad mostrar los perfiles de tensión de falla, pues será cero
a lo largo de todo el alimentador. Sólo tiene sentido analizar las corrientes de falla por los
elementos de interés.
Tabla 23: Cortocircuito trifásico, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 99426 Corriente de Falla [A] 4783,636 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 0 BT G2 0 52G1 0 52G2 0 52M 0 Reconectador RM 0
Se tiene que las corrientes de fase serán bastante altas, sin embargo, como los generadores
están fuera de servicio, la falla no será alimentada por ellos. De hecho, debido a la ubicación y
que sólo la red externa de Río Maipo alimentara la falla, no habrá corrientes anormales por las
protecciones de la planta. Así, la única protección que detecta la falla es la de baja tensión, 27S,
que opera a los 120ms.
73
Tabla 24: Cortocircuito trifásico, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 48242,45 Corriente de Falla [A] 2321,066 Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 0 BT G2 0 52G1 0 52G2 0 52M 0 Reconectador RM 2321,066
En este caso, como la falla está localizada aguas abajo del reconectador de Río Maipo,
éste detecta una corriente anormal y operar en 223ms. Además, la protección de baja tensión, 27S,
envía la señal de apertura al interruptor 52M, en 120ms.
Tabla 25: Cortocircuito trifásico, barra de carga, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra de cargas, Tn=12kV Potencia de Falla [kVA] 47747,62Corriente de Falla [A] 2297,258Tensión de falla[p.u.] 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] BT G1 0BT G2 052G1 052G2 052M 2297,258Reconectador RM 2297,258
Como la planta esta fuera de servicio, no hay corrientes por las protecciones de las ramas
de los generadores. La protección de sobrecorriente de fase 50/51, asociada al interruptor 52M, y
el reconectador de Río Maipo detectan una corriente de operación anormal. Así, el relé de
sobrecorriente 50/51 del 52M operará en 60ms, aislando la falla. En caso de que esta protección
74
fallase, la protección de baja tensión, 27S, envía una señal de apertura en 120ms al interruptor
52M, sino el reconectador de Río Maipo operaría en 226ms.
4.3.4. Cálculos de Cortocircuitos bifásico
Para poder tener resultados de amplio espectro y completar la gama típica de fallas en las
redes de distribución, se han simulado fallas entre fases o bifásica. Esta falla corresponde a cuando
dos de las tres fases de la red de distribución hacen contacto. Pese a que la falla bifásica
corresponde a una falla desbalanceada, no hay circulación de corriente de secuencia cero por las
líneas. Supongamos que la falla se da entre las fases B y C, en ese caso la corriente de falla por la
fase A será IccA=0, además Icc B = -Icc C, como la corriente de secuencia cero es Icc 0 = IccA+Icc B+Icc C,
entonces Icc 0 = 0 [12].
Al igual que en los otros tipos de fallas, se han realizado simulaciones para los escenarios
“Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta”, “Operación en paralelo con la red en
horario de punta” y “Operación planta fuera de servicio”. Para estos escenarios se han realizado
cálculos de cortocircuito trifásico en el inicio del alimentador, en el empalme de la distribuidora
con la planta de Watt’s Alimentos (Empalme Río Maipo) y en la barra de carga de Watt’s
Alimentos. Para el escenario “Operación modo isla”, sólo es de interés realizar la simulación en la
barra de cargas.
75
- Escenario Operación en paralelo con la red en horario fuera de punta (Anexo F,
/R/CC/HFP/B/)
Tabla 26: Cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 33496,48 33496,48 Corriente de Falla [A] 0 4834,8 4834,8 0Tensión de falla[p.u.] 0,9987808 0,4993904 0,4993904 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 6866,925 13625,14 6762,78 0BT G2 6977,489 13322,04 6345,982 052G1 6,433689 358,4918 356,6692 052G2 11,56385 355,1419 344,0923 052M 13,48631 713,4598 700,318 0Reconectador RM 13,48631 713,4598 700,318 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
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o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 52: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario fuera de punta
76
Durante esta falla, se iguala la tensión en las fases falladas, B y C, mientras que la
tensión en la fase A se mantiene constante, esto produce un desbalance en las tensiones de
fase en bornes de los generadores (B_PG1 y B_PG2). En el gráfico de la Figura 52 se
observa este desbalance de tensión en las barras generadoras. La tensión en la barra de
distribución de carga, B_PG, disminuye lo suficiente para que el relé 27S actúe en 120ms.
La corriente de falla es de 4835A, de los cuales 700A son aportados por la planta
cogeneradora y circulan a través del interruptor 52M. Cada generador aporta con 350A a
la corriente de falla, visto desde media tensión. Esto se traduce en altísimas corrientes en
baja tensión (ver Tabla 26), que en 10ms activan las respuestas de las protecciones de
sobrecorriente de baja tensión. En este caso, como la falla se simuló entre las fases B y C
y los transformadores tienen conexión delta-estrella, la fase con corriente de falla más
crítica es B.
Tabla 27: Cortocircuito bifásico, Empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 19456,49 19456,49 Corriente de Falla [A] 0 2808,302 2808,302 0Tensión de falla[p.u.] 1,001242 0,500621 0,500621 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 8220,499 16310,86 8095,826 0BT G2 8352,857 15948,02 7596,871 052G1 7,701867 429,156 426,9741 052G2 13,84326 425,1457 411,9181 052M 16,14466 854,0934 838,3613 0Reconectador RM 16,14466 2002,155 2018,05 0
77
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp. W
atts
B_PG
1
B_PG
2
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
n
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 53: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, operación en horario fuera de punta
La falla es muy cercana a las barras de generación. Por ende, las corrientes de falla son
mayores que en la falla bifásica en el inicio del alimentador, pues la impedancia de falla que ven
los generadores es menor. Esto se traduce en corrientes de fase más grandes en el lado de baja
tensión de los generadores, sin embargo, las protecciones de sobrecorriente en baja tensión
operarán casi instantáneamente en 10ms, previniendo daños mayores a los generadores. El relé
27S de baja tensión opera en 120ms abriendo el interruptor 52M.
Tabla 28: Cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario fuera de punta
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 19256,9 19256,9 Corriente de Falla [A] 0 2779,494 2779,494 0Tensión de falla[p.u.] 1,001242 0,5006212 0,5006212 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 8178,28 16227,09 8054,247 0BT G2 8309,958 15866,11 7557,854 052G1 7,662311 426,9519 424,7812 052G2 13,77216 422,9622 409,8026 052M 16,06175 1978,8 1994,596 0Reconectador RM 16,06174 1978,8 1994,596 0
78
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 54: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario fuera de punta
La falla en esta ubicación es prácticamente igual a la falla en el empalme de Río Maipo.
Pero al igual que en las fallas monofásica y trifásica, la diferencia con respecto a la falla en el
empalme Río Maipo, radica principalmente en la dirección de la corriente de falla a través del
interruptor 52M, en este caso la corriente por el 52M circula en dirección a la barra de cargas. Los
aportes a la corriente de falla de los generadores es la misma que en el caso anterior. El relé 27S
detecta una caída de tensión suficiente para actuar en 120ms.
79
- Escenario Operación en paralelo con la red horario punta (Anexo F, /R/CC/HP/B/)
Tabla 29: Cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario punta
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 33496,48 33496,48 Corriente de Falla [A] 0 4834,8 4834,8 0Tensión de falla[p.u.] 0,9987808 0,4993904 0,4993904 0 Corrientes por las protecciones
Icc [Aprim] Icc [Aprim]
Icc [Aprim] Icc [Aprim]
BT G1 6866,925 13625,14 6762,78 0BT G2 6977,489 13322,04 6345,982 052G1 6,433689 358,4918 356,6692 052G2 11,56385 355,1419 344,0923 052M 13,48631 713,4598 700,318 0Reconectador RM 13,48631 713,4598 700,318 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
oT1
1T1
0 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 55: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, operación en horario punta
80
Tabla 30: Cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, operación en horario punta
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 19456,49 19456,49 Corriente de Falla [A] 0 2808,302 2808,302 0Tensión de falla[p.u.] 1,001242 0,500621 0,500621 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 8220,499 16310,86 8095,826 0BT G2 8352,857 15948,02 7596,871 052G1 7,701867 429,156 426,9741 052G2 13,84326 425,1457 411,9181 052M 16,14466 854,0934 838,3613 0Reconectador RM 16,14466 2002,155 2018,05 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 56: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, operación en horario punta
81
Tabla 31: Cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario punta
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 19256,9 19256,9 Corriente de Falla [A] 0 2779,494 2779,494 0Tensión de falla[p.u.] 1,001242 0,5006212 0,5006212 0 Corrientes por las protecciones
Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim]
BT G1 8178,28 16227,09 8054,247 0BT G2 8309,958 15866,11 7557,854 052G1 7,662311 426,9519 424,7812 052G2 13,77216 422,9622 409,8026 052M 16,06175 1978,8 1994,596 0Reconectador RM 16,06174 1978,8 1994,596 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG1
B_PG2
B_PG
Emp.
Rio M
aipo
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 57: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en horario punta
Los niveles de tensión y las corrientes de falla bifásica que se tienen en este escenario de
simulación son equivalentes al escenario de operación en paralelo con la red en horario fuera de
punta. Luego los análisis realizados para ese escenario son válidos para éste.
82
- Escenario Operación Modo Isla (Anexo F, /R/CC/I/B)
Tabla 32: Cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en modo isla
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 5864,934 5864,934 Corriente de Falla [A] 0 846,5303 846,5303 0Tensión de falla[p.u.] 0,9977713 0,4988857 0,4988857 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 7993,023 16312,99 8323,056 0BT G2 8136,112 15957,38 7824,801 052G1 8,01266 425,2264 431,0015 052G2 8,012662 421,5067 416,0591 052M 0 0 0 0Reconectador RM 0 0 0 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp. W
atts
B_PG
1
B_PG
2
B_PG
Emp. Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E Pa
namerica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 58: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, operación en modo isla
En este caso, la falla es alimentada completamente por los generadores G1 y G2. Luego
las corrientes de falla, vistas en baja tensión, son suficientemente altas para que actúen las
protecciones de sobrecorriente en baja tensión en 10ms. Las tensiones en las barras de baja tensión
83
varían como se ve en la Figura 58, debido a la conexión delta-estrella de los transformadores
elevadores.
- Escenario Operación planta fuera de servicio (Anexo F, /R/CC/FS/B)
Tabla 33: Cortocircuito bifásico, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra Inicio Alimentador (T1) Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 28701,82 28701,82 Corriente de Falla [A] 0 4142,75 4142,75 0Tensión de falla[p.u.] 1 0,5 0,5 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0 0 0 0Reconectador RM 0 0 0 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
FaseA Fase B Fase B
Figura 59: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, inicio alimentador, planta cogeneración fuera de servicio.
84
De no ser por el relé de baja tensión, 27S, que detecta una caída de tensión en las fases B y
C, la falla no sería detectada por la planta. Como no hay corrientes de falla en la planta, no existe
peligro de daño a equipos. En este caso, es responsabilidad de Río Maipo despejar la falla.
Tabla 34: Cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Empalme Rió Maipo, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 13926,4 13926,4 Corriente de Falla [A] 0 2010,102 2010,102 0Tensión de falla[p.u.] 1 0,5 0,5 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0 0 0 0Reconectador RM 0 2010,102 2010,102 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG
Emp.
Rio Maip
o
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E P
anam
erica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 60: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, empalme Río Maipo, planta cogeneración fuera de servicio
85
El reconectador de Río Maipo detecta una corriente anormal de operación abriendo en
268ms para aislar la falla del resto del alimentador. Además, el relé 27s envía señal de apertura al
interruptor 52M en 120ms.
Tabla 35: Cortocircuito bifásico, barra de carga, planta cogeneración fuera de servicio.
Falla Barra de Carga, Tn=12kV Fase A Fase B Fase C Secuencia 0 Potencia de Falla [kVA] 0 13783,55 13783,55 Corriente de Falla [A] 0 1989,484 1989,484 0Tensión de falla[p.u.] 1 0,5 0,5 0 Corrientes por las protecciones Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] Icc [Aprim] BT G1 0 0 0 0BT G2 0 0 0 052G1 0 0 0 052G2 0 0 0 052M 0 1989,484 1989,484 0Reconectador RM 0 1989,484 1989,484 0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
Emp.
Watt
s
B_PG
Emp.
Rio M
aipo
T11
T10 T9 T8 T7 T6 T5 T4 T3 T2 T1
S/E
Pana
merica
na
V [p
.u.]
Fase A Fase B Fase C
Figura 61: Perfil de tensión, cortocircuito bifásico, barra de carga, planta cogeneración fuera de servicio.
86
El relé 27S de baja tensión opera en 120ms, al detectar una caída de tensión en las barras
B y C. Con esto se aísla la falla del resto del alimentador. El relé de sobrecorriente de fase, 50/51,
del 52M y el reconectador de Río Maipo perciben una corriente anormal, pero debido a la pronta
acción del 27S, no alcanzan a abrir.
4.4. SIMULACIÓN DE DESCONEXIÓN DEL ALIMENTADOR LA DIVISA DE LA
RED DE RÍO MAIPO
Con el fin de estudiar el efecto de una caída de tensión abrupta en en el alimentador, se
simuló una desconexión del alimentador La Divisa de la red de 110kV de Rio Maipo. Con esto se
pretende observar en forma dinámica como los generadores intentan abastecer la demanda del
alimentador.
Ante el evento de una baja de tensión abrupta se espera que los generadores intenten
abastecer la demanda de todo el alimentador, sin embargo, debido al tamaño y potencia de los
generadores eso es imposible. El ideal sería que la planta percibiese la caída de tensión y abra el
interruptor general, 52M, para poder operar en la planta en modo isla. No obstante, el tiempo que
la lógica de control de la planta debe esperar para determinar que debe abrirse el 52M puede llegar
a ser demasiado largo, pues los generadores estarán entregando altísimas corrientes durante
tiempos mayores a los permitidos según fabricante.
El evento de desconexión simulado, sucede a los 0 segundos y tiene una duración de 2
segundos. La simulación dura 2,5 segundos. Resultados en el Anexo F, /R/DRM/.
87
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
-0,01
-0,008
-0,006
-0,004
-0,002 0
0,00
20,00
40,00
60,00
80,01
0,01
20,01
40,01
60,01
80,02
t [seg]
V [p
.u.]
B_PG2 B_PG1 T2 B_PG Emp. Rio Maipo Emp. Watts
Figura 62: Tensión en barras, desconexión de la red de 110kV en 0 seg
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
-0,01
2-0,
01
-0,00
8-0,
006
-0,00
4-0,
002 0
0,002
0,004
0,006
0,008 0,0
10,0
120,0
140,0
160,0
18 0,02
t [seg]
I [A
]
G1 G2
Figura 63: Corriente generadores, desconexión de la red de 110kV en 0 seg
En las Figura 62 se pueden ver como varía la tensión en algunas barras de interés del
sistema, a su vez en la Figura 63 se muestra la corriente entregada por los generadores. La
88
corriente en el lado de alta de los transformadores es igual a la corriente por los generadores
divido en 30. Estos niveles de tensión y de corriente hacen que actúen algunas protecciones de la
planta. En la Figura 64 se observa los tiempos de actuación de las protecciones del sistema.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
-0,01 0
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09 0,
10,11
0,12
0,13
0,14
0,15
BTG1 BTG1max BTG1min BTG2 BTG2max BTG2min
27 corto 27 largo 50/51 52M 50/51 G1 50/51 G2 50/51 G3
50/51N 52M 50/51N G1 50/51N G2 50/51N G3 59
Figura 64: Tiempos de operación protecciones, desconexión red 110 kV en 0 segundos
En el gráfico de tensión, se puede observar que la tensión en los generadores comienza a
aumentar aproximadamente a los 0,011 seg. Este instante corresponde al momento en que operan
las protecciones de sobrecorriente en baja tensión aislando a los generadores. Como los
generadores quedan en vacío, es decir sin carga, la tensión en bornes aumenta. En la realidad, los
generadores tienen controladores que regulan la excitación del generador para que la tensión no se
eleve hasta niveles perjudiciales para la máquina.
4.5. VALIDACIÓN DEL MODELO
Se cuenta con un registro de fallas, correspondiente a contingencias que afectaron a la
planta en el periodo Enero-Julio de 2005(Anexo G). No se ha determinado a que falla o evento
podría corresponder cada uno de estos registros. Así, para alguno de estos ellos, se determinará a
que tipo de falla corresponde y se contrastará con una simulación de la misma en el software
Power Factory.
Luego de una revisión gráfica de todos los registros disponibles, se seleccionó uno para
realizar un estudio acabado. Para la selección del caso se tomo en cuenta principalmente la
coherencia y claridad de los datos registrados.
89
El registro seleccionado corresponde a la osciloperturbografía de la contingencia sucedida
el día lunes 11 de julio del presente año (Anexo G, FallasElectricas/ZO_11_07_05). En el registro
se tiene la lectura del relé ubicado en el interruptor general de la planta, 52M. En este caso, se
supone un nivel de carga de la planta tal, que casi no hay aporte de la red de distribución (ver
Figura 65, t<720ms). Una vez que la falla es despejada, en este caso se desconecta el generador
G1, el aporte de G1 es reemplazado por el de la red de distribución (Figura 65, t>835ms).
-500
-250
0
250
500
-10000
-5000
0
5000
10000
650 675 700 725 750 775 800 825 850
PUP
I1
I2 I
3 Io
(A
) V
1 V
2 V
3 ()
Tiempo (ms)
Figura 65: Oscilopertubografía en el interruptor 52M, día lunes 11 de julio de 2005
El primer paso de la validación del modelo corresponde a determinar que tipo a que tipo
de falla corresponde el registro. En principio se supone que corresponde a una falla
monofásica a tierra en el inicio del alimentador. Se considera esta hipótesis debido a que
existe una corriente de secuencia cero no nula, a que una de las fases presenta corrientes de
falla más altas que las otras dos (IA > IB, IC) y a que se observa una caída de tensión en una
sola de las fases (VA). No obstante, para que la hipótesis sea valida debemos demostrar que
VA VB VC
3I0
IA
IC
IB
90
para la configuración de sistema que se tiene, las corrientes de falla en el punto de lectura
están en fase como se ve en la Figura 65 (825ms>t>725ms).
Tabla 36: Valores de corrientes de cortocircuito en el interruptor 52M, según registro del 11 de julio de 2005.
IA [A] IB[A] IC [A] 3I0 [A] I0 [A] 320 212 135 540 180
Las corrientes de fase (IA, IB y Ic) pueden ser expresadas como corrientes de secuencias
positiva, negativa y cero (I1, I2 y I0), aplicando la matriz de componentes simétricas.
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡=
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
2
1
0
2
2
11
111
III
aaaa
III
C
B
A
, donde °∠= 1201a
En el caso de falla monofásica a tierra se tendrá que la corriente en el punto de falla (I)
será I = I0 = I1 = I2.
En la Figura 66 se observa la conexión en componentes de secuencia de una falla
monofásica al inicio del alimentador. En este caso los circuitos de secuencia se conectan en serie.
Figura 66: Conexión componentes simétricas para falla monofásica al inicio del alimentador
~ ~
I1’
I2’
I0’
I1’’
I2’’
I
Secuencia positiva
Secuencia negativa
Secuencia cero
jx’1G jx’1A jx1’’
jx2’’
jx0’’ jx’0Ajx’0G
jx’2G jx’2G
91
De la Figura 66 se tiene que:
I = I1 = I1’ + I1’’ = I2 = I2’ + I2’’ = I0 = I0’.
Luego, se puede decir que:
I0’ = I; I1’= βI; y I2’ = γI.
Como jx’1G ≈ jx’2G, jx’1A ≈ jx’2A y jx’’1 ≈ jx’’2, entonces β ≈ γ, luego I1’≈ I2’.
Así, las corrientes de fase a través del interruptor 52M serán:
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡=
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
II
I
aaaa
III
C
B
A
ββ
2
2
11
111
))(1())(1(
)21(
2
2
β
β
β
⋅++⋅=
⋅++⋅=
+⋅=
aaIIaaII
II
C
B
A
Pero 1180124011201)( 2 −=∠=∠+∠=+ aa , luego:
)1()1(
)21(
βββ
−⋅=−⋅=+⋅=
IIIIII
C
B
A
Como β es un escalar, entonces IA, IB e IC están en fase. Con esto queda demostrado que el
registro del día lunes 11 de julio de 2005 corresponde a una falla monofásica a tierra.
En la sección “Cálculo de cortocircuitos”, se realizó simulaciones de cortocircuitos
monofásicos a tierra en el inicio del alimentador. Sin embargo, debido a que estos cálculos
corresponden a una falla monofásica directa a tierra (sin resistencia de falla), las corrientes que
circulan por el alimentador son mucho más altas que las del registro. A continuación en la Tabla
37 se muestran los resultados del cálculo de cortocircuito para una falla monofásica a tierra a
través de una resistencia de falla (RF) de 8Ω.
92
Tabla 37: Corrientes de falla para cortocircuito monofásico con resistencia RF=8Ω a tierra, según simulación.
Unidad Falla 52M Ik" A [A] 749,6295 324,8325 Ik", Ángulo A [°] -19,40085 162,8825 Ik" B [A] 0 213,6201 Ik", Ángulo B [°] 0 158,9757 Ik" C [A] 0 211,6469 Ik", Ángulo C [°] 0 158,7327 I0, Magnitud [A] 249,8765 249,8812 I0, Ángulo [°] -19,40085 160,5989
Los resultados de la simulación son consecuentes con el registro de falla y con la teoría
descrita anteriormente. Las corrientes de cortocircuito de la fase fallada, en este caso A, son
prácticamente iguales en ambos casos, lo mismo sucede con la corriente de cortocircuito de la
fase B (Ver Tablas 36 y 37). Para la fase C, la corriente real medida (Tabla 36) es menor que el
valor obtenido en la simulación (Tabla 37). Esto se puede explicar pues el modelo del alimentador,
considera todas las cargas a lo largo de él, como consumos trifásicos balanceados, y en la realidad
pueden existir desbalances de carga que provoque esta diferencia de valores. Entonces, dado a que
IC de cortocircuito es menor en el caso real que en la simulación, la corriente de secuencia cero es
I0 = (IA+ IB+ IC)/3. Además, los ángulos de fase de las corrientes de cortocircuito calculadas en la
simulación son prácticamente iguales para las tres fases, existiendo una diferencia despreciable
entre la fase A y las otras dos (ver Tabla 37).
93
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
A partir del estudio bibliográfico y particularmente al uso del software Power Factory de
DIgSILENT, se ha obtenido una visión del estado del arte en modelación de unidades de
cogeneración. De hecho, es este campo de la generación distribuida uno de los menos estudiados,
en el sentido de desarrollar modelos de simulación. En particular, la modelación del uso de
motores de combustión interna a gas como máquina motriz de sistemas de generación, no está
muy desarrollada, según lo obtenido de la revisión bibliográfica realizada [22][23][24]. Debido a
este factor, a la complejidad y al tiempo que supone la implementación del modelo en el software
de simulación, es que en el modelo de planta desarrollado, no se ha considerado los motores a gas,
sino que se ha modelado a partir de los generadores.
Pese a lo mencionado anteriormente, el modelo obtenido puede ser utilizado como
herramienta de análisis para estudios de diferentes condiciones de operación y carga de la planta,
así como del comportamiento dinámico de la planta. Sin embargo, en este último punto se debe
tener en cuenta que los reguladores de velocidad y excitación de la planta no han sido modelados,
debido a que los motores no se modelaron. Luego, se debe elegir muy bien cuales son los eventos
o contingencias que se quieren simular dinámicamente.
El modelo generado de la planta de cogeneración de 3MW instalada por Metrogas en las
instalaciones de Watt’s Alimentos S.A., se puede considerar como una herramienta de estudio para
la planeación y diseño de otras unidades de generación distribuida de cogeneración, en particular
si se utilizan generadores sincrónicos, dando un paso más en la integración de la generación
distribuida en las redes de media tensión.
El modelo ha sido validado utilizando los registros de perturbaciones que han afectado a la
planta entre enero y de 2005, entregados por la empresa Metrogas S.A. La validación se realizó
comparando el registro del día lunes 11 de julio de 2005, que se determino corresponde a una falla
monofásica a tierra, con los resultados de la simulación de un evento de cortocircuito monofásico
a tierra con resistencia de falla de 8 Ω. Los valores obtenidos en la simulación concuerdan con los
registros de perturbación. Con esto se puede decir que las simulaciones realizadas, son validas y
94
los niveles de tensión y corriente sirven de referencia como para ser considerados al momento de
referirse al comportamiento de la planta.
Se concluye, además de lo anterior, que el modelo es una buena representación de la
planta pues los datos y parámetros utilizados en el modelo corresponden a los valores reales estos.
Según [13], el factor más crítico para simulaciones confiables es la precisión y cuan completo es el
modelo de representación del sistema. Desde este punto de vista de los elementos que componen
la planta, se utilizan modelos muy completos de generadores sincrónicos, transformadores de dos
enrollados, líneas, cargas y protecciones, que sumado a calidad de los datos recopilados, suponen
que el modelo eléctrico de la planta de cogeneración es una buena representación de la planta real.
No obstante, los datos referentes al alimentador “La Divisa”, propiedad de la empresa
distribuidora Río Maipo, no son lo completos que se desearían. Luego, bajo este punto de vista,
asoma una posibilidad de ampliar el modelo hacia uno más detallado que considere todos los
transformadores y cargas del alimentador, además de la planta de cogeneración.
La planta cuenta con una amplia gama de protecciones, de sobre y baja tensión, sobre y
baja frecuencia de sobrecorriente, etc. Al tener estos sistemas de protecciones, la planta cumple
con normas de interconexión internacional. Debido a los ajustes de las protecciones de
sobrecorriente del lado de baja tensión, ante eventos de falla monofásica, trifásica o bifásica
simulados, éstas tienden a operar casi instantáneamente. Los tiempos de operación de las
protecciones obtenidos en las simulaciones son en general muy cortos, sin embargo se debe
considerar que las fallas simuladas son fallas francas, o sin resistencias o reactancias de falla, lo
que hace que los niveles de corriente sean muy altos, y en esos casos es conveniente la pronta
operación del sistema de protecciones, para poder proteger los elementos de la planta. Estos
eventos de operación puede que no sean los más adecuados para cada una de las fallas.
El sistema de protecciones tiene potencialidades que podrían ser explotadas de mejor
forma, para poder abastecer de forma permanente los consumos de Watt’s Alimentos y evitar
desconexiones innecesarias. En particular, las protecciones de sobrecorriente en baja tensión
podrían utilizar curvas menos sensibles, sin embargo hay que ser precavidos, pues ajustar estas
protecciones con corrientes de operación muy altas podría causar daños irreparables en los
generadores. A partir de las corrientes de corta duración de los generadores, que por lo general es
alrededor de 300% la corriente nominal, se puede determinar cual será el ajuste óptimo para
95
proteger los generadores y entregar un suministro constante a los consumos. Asimismo habría que
reconsiderar los tiempos de operación del relé de baja tensión 27S.
Este trabajo de memoria deja la puerta abierta hacia la ampliación del modelo de
simulación propuesto, considerando la implementación de modelos de los motores a gas,
con lo que se podría a su vez introducir controladores de frecuencia al modelo. Además,
para implementar controladores de tensión, se debe detallar el sistema de excitación de los
generadores sincrónicos, puesto que los grupos generadores cuentan con excitación
permanente mediante un generador de corriente continua acoplado al eje del motor. Por
último, se podría modelar el sistema de intercambio de calor y calderas de la planta.
96
6. REFERENCIAS
[1] “International Energy Outlook 2004 Report”, Energy Information Administration, 2004, USA, http://www.eia.doe.gov/oiaf/archive/ieo04/index.html.
[2] “ European Educational Tool on Cogeneration”, Educogen Project, Second Edition, December 2001, http://www.cogen.org/projects/educogen.htm.
[3] Ackermann, T., Andersson, G., Söder, L.: “Electricity Market Regulations and their Impact on Distributed Generation”, Conference on Electric Utility Deregulation and Res-tructuring and Power Technologies 2000, City University, London, 4–7 April 2000. 0-7803-5919-4, pp. 608-613, IEEE 2000.
[4] FINNING: “Proyecto Planta de Cogeneración 2.9 MW Metrogas para Planta Watt`s Alimentos”, Chile, 2004.
[5] “Generación Distribuida”, http://www.energiasverdes.com, visitada en Marzo de 2005
[6] CONAE, “Tecnologías de cogeneración”, http://www.conae.gob.mx, visitada en Mayo de 2005
[7] Energy Solution Center, “Cogeneration Technologies”, http://www.energysolutioncenter.com, visitada en Mayo de 2005.
[8] “The Online Fuel Cell Information Center”, http://www.worldwide.fuelcells.com, visitada en Mayo de 2005.
[9] CNE, “Balance Energetico Año 2002”, http://www.cne.cl, visitada en Abril de 2005.
[10] CNE, “Unidades Generadoras Sistema Interconectado Central”, http://www.cne.cl, visitada en Abril de 2005
[11] DIgSILENT GmbH.: “DIgSILENT Power Factory version 13.1 user manual”, Gomaringen, Alemania, 2004.
[12] Caterpillar: “Generator System, Electric Power Application and Installation Guide”, USA, 2000, http://www.cat-engines.com.
[13] Saadat H.: “Power System Analysis”, Second Edition, McGrawHill, 1999.
[14] Maragno M., Schmid Ch., Schmieg M.: “Flexible System Modeling” , IEEE Computer Applications in Power, ISSN 08950156/95/,1995.
[15] Vargas L., La Fuente F.: “Cogeneración en Chile: Potencialidad y desafíos”, http://www2.ing.puc.cl/~iing/ed430/cogeneracion_en_chile.htm, visitada en noviembre de 2004
97
[16] Fleming F.: "Metodología para la evaluación del potencial de cogeneración y definición
de criterios de conexión para unidades a pequeña escala en Chile", Memoria de Título, Universidad de Chile, Chile, 2004.
[17] Cerda J.L.: “Integración de Unidades de Generación Distribuida en un Modelo de Mercado de Adquisición de Energía de una Empresa Distribuidora”, Memoria de Título, Universidad de Chile, Chile, 2002.
[18] M. Begović, A. Pregelj, A. Rohatgi, D. Novosel, “Impact of Renewable Distributed Generation on Power Systems”, Proceedings of the 34th Hawaii International Conference on System Sciences, 2001.
[19] Delfino B., “Modeling of the Integration of Distributed Generation into the Electrical System”, ISSN 0-7803-7519-X/02, 2002, IEEE.
[20] Slootweg J.G., Kling W.L.: “Impact of Renewable Distributed Generation on Power Systems Transient Stability”, Power Engineering Society Summer Meeting, 2002 IEEEVolume 2, 2002 Page(s):862 - 867 vol.2
[21] Miao Z., Choudhry M.A., Klein R.L.; “Dynamic simulation and stability control of three-phase power distribution system with distributed generators”, Power Engineering Society Winter Meeting, 2002, IEEE, Volume 2, 27-31 Jan. 2002 Page(s):1029 - 1035 vol.2.
[22] Scillieri J.J., Freudenberg J.S., Grizzle J.W.: “From stoichiometry to ultra lean burn in a direct injection spark ignition engine model”, American Control Conference, 2002, Proceedings of the 2002, Volume 4, 8-10 May 2002 Page(s):3123 - 3128 vol.4.
[23] Stefanopoulou A.G., Cook J.A., Freudenberg J.S, Grizzle J.W.: “Control-Oriented Model of a Dual Equal Variable Cam Timing Spark Ignition Engine”, ASME Journal of Dynamic Systems, Measurement, and Control, vol. 120, pp. 257-266, 1998.
[24] Busawon K., Díaz D.: “Modelado de sistemas de inyección de combustible”, Ingenierías, Mayo-Agosto 1999, Vol. II, No.4.
98
ANEXO A: DATOS TÉCNICOS DE UNIDADES GENERADORAS
Las tablas a continuación corresponden a los datos técnicos y constructivos de los generadores
que forman parte de la planta Watt’s, implementados en el modelo. Todos los datos han sido
obtenidos de las hojas de datos y catálogos de los generadores en cuestión.
• G1: CAT3520
Modelo 3520 Frecuencia 50 Hz P nom 1950 kW V nom 400 V cos(phi) nom 0,8 Conexión Y Polos 4
Reactancias
p.u. base propia OHMS
estator r stator 0,00459 0,0003 campo r campo 18,0898 1,1812 Subtranciente eje directo x''d 0,1654 0,0108 Subtranciente eje cuadratura x''q 0,1554 0,0102 Transiente Saturado x'd 0,2468 0,0162 Sincronica eje directo xd 3,6115 0,237 Sincronica eje cuadratura xq 1,6993 0,1115 Secuencia Negativa x2 0,1604 0,0105 Secuencia zero x0 0,0542 0,0035
Constantes de Tiempo Segundos Transiente Circuito Abierto, eje directo T'do 7,5118 Transiente Corto Circuito, eje directo T'd 0,5134 Subtransiente Circuito Abierto, eje directo T''do 0,0171 Subtransiente Corto Circuito, eje directo T''d 0,002 Subtransiente Circuito Abierto, eje cuadratura T''qo 0,0131 Subtransiente Corto Circuito, eje cuadratura T''q 0 Corto Circuito de Armadura Ta 0,0734 Short Circuit Ratio 0,3499
99
Eficiencia del Generador
Carga en p.u.
Potencia en kW Eficiencia %
0 0 00,25 487,5 95,30,5 975,0 96,9
0,75 1462,5 97,21 1950,0 97,2
1,25 2437,5 97,1
• G2: CAT3516
Modelo 3516 Frecuencia 50 Hz P nom 1020 kW V nom 400 V cos(phi) nom 0,8 Conexión Y Polos 4
Reactancias p.u.
base propia OHMS
estator r stator 0,0064 0,0008 campo r campo 6,9366 0,8634 Subtranciente eje directo x''d 0,0707 0,0088 Subtranciente eje cuadratura x''q 0,0759 0,0095 Transiente Saturado x'd 0,1285 0,0161 Sincrónica eje directo xd 1,7487 0,2194 Sincrónica eje cuadratura xq 0,8346 0,1047 Secuencia Negativa x2 0,0733 0,0092 Secuencia zero x0 0,0215 0,0027
100
Constantes de Tiempo Segundos Transiente Circuito Abierto, eje directo T'do 4,6726 Transiente Corto Circuito, eje directo T'd 0,3433 Subtransiente Circuito Abierto, eje directo T''do 0,0131 Subtransiente Corto Circuito, eje directo T''d 0,0027 Subtransiente Circuito Abierto, eje cuadratura T''qo 0,0114 Subtransiente Corto Circuito, eje cuadratura T''q 0,0000 Corto Circuito de Armadura Ta 0,0243 Short Circuit Ratio 0,9875
Eficiencia del Generador
Carga en p.u.
Potencia en kW
Eficiencia %
0 0 00,25 255 92,60,5 510 95,3
0,75 765 95,91 1020 96
1,25 1275 95,9
101
• G3: ONAN (Respaldo)
Frecuencia 50 Hz P nom 1100 kW V nom 400 V cos(phi) nom 0,8 Conexión Y Polos 4
Reactancias p.u.
base propia OHMS estator r stator 0,0189 0,0022 campo r campo 13,5781 1,5800 Subtranciente eje directo x''d 0,1400 0,0163 Subtranciente eje cuadratura x''q Transiente x'd 0,2000 0,0233 Sincronica eje directo xd 2,3800 0,2769 Sincronica eje cuadratura xq Secuencia Negativa x2 0,2200 0,0256 Secuencia zero x0 0,0300 0,0035 Z base 0,11636364
Constantes de Tiempo Segundos Transiente T' 0,3300 Subtransiente T'' 0,0300 Circuito Abierto 3,4100 DC 0,08
102
ANEXO B: PRUEBAS TRANSFORMADORES • T1: Transformador elevador, rama G1
Fabricante Rhona S.A. Potencia 2500 kVA Tipo S/E superficie Fases 3 Frecuencia 50 Hz Aumento Temperatura 65 ºC Polaridad Yd-11 Impedancia 5,9 % Tensión primario 13200-7621 V Corriente primario 109,3 A Conexión Primario Y aterrizada Tensión Secundario 400 V Corriente Secundario 3608,4 A Conexión secundario D Derivaciones Primario 13530-13200-12540-11880-11550 V Líquido Aislante Aceite Puramin AD-66 Cantidad Aislante 1100 Lts Peso Total 5670 Kg Resistencia primario a 75ºC 0,20145 Ohm Resistencia secundario a 75ºC 0,000598 Ohm Pérdidas en vacío 2910 W Pérdidas totales plena carga 22870 W Corriente excitación 0,65 % Impedancia a 75ºC 5,9 %
103
• T2 y T3: Transformadores elevadores rama G2 y G3 respectivamente
Fabricante Rhona S.A. Potencia 1500 kVA Tipo S/E superficie Fases 3 Frecuencia 50 Hz Aumento Temperatura 65 ºC Polaridad Yd-11 Impedancia 5,7 % Tensión primario 13200-7621 V Corriente primario 65,6 A Conexión Primario Y aterrizada Tensión Secundario 400 V Corriente Secundario 2165,1 A Conexión secundario D Derivaciones Primario 13530-13200-12540-11880-11550 V Líquido Aislante Aceite Puramin AD-66 Cantidad Aislante 850 Lts Peso Total 4240 Kg Resistencia primario a 75ºC 0,36579 Ohm Resistencia secundario a 75ºC 0,001364 Ohm Pérdidas en vacío 2125 W Pérdidas totales plena carga 15180 W Corriente excitación 0,82 % Impedancia a 75ºC 5,7 %
104
ANEXO C: CÁLCULO DE PARÁMETROS DE LÍNEAS PLANTA WATT´S Para la línea que va desde el empalme de Río Maipo hasta la barra de distribución de
cargas (B_PG) y de ésta hacia la barra de carga se utiliza un conductor monofásico de 15kV por
fase. Las líneas están dispuestas en dos circuitos trifásicos, cada uno al interior de un ducto de
PVC enterrado a 80cm de profundidad. En la Figura C.1 se muestra la disposición de los ductos
bajo tierra y en la Figura C.2 se ve la disposición de los conductores en el interior de los ductos.
En la tabla C.1 se pueden ver los parámetros del conductor utilizado.
Figura C.1: Disposición de los ductos bajo tierra
Figura C.2: Disposición de los conductores en los ductos
Relleno Natural
Tierra harneada
Separador de tubos
Ladrillo fiscal Ductos
610 mm
800mm
350 mm
380 mm
153 mm
153 mm
30mm 110 mm
Circuito A Circuito B
105
Tabla C.1: Parámetros del conductor utilizado en la planta de cogeneración
Tipo de Cable Madeco XAT 250 MCM (127mm2)
Tensión Nominal 15 kV
Corriente Nominal 378 A (enterrado c/ducto a 20ºC)
442 A (enterrado a 20ºC)
Resistividad a temp. de servicio 0.1818 Ohm/Km
Diámetro exterior 30 mm
Espesor Aislante Conductor 4.45 mm
Espesor Revestimiento 2.03 mm
La separación entre los centros es:
( ) ( ) ][3025822 mmrrrD revestaislc =++=++=
Las fórmulas para calcular los parámetros de líneas para cada circuito son:
30
0
41
4
10854,8],/[ln
23'
]/[ln102502'
−
−−
⋅=
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⋅=
Ω⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛⋅⋅⋅=
εµπε
π
KmF
rD
C
Kmer
DX
c
c
A partir de lo anterior se estima que los parámetros de la línea para cada circuito son:
Parámetro Valor
Resistividad a temp. de servicio 0.1818 [Ω/Km]
Capacitancia (C’) 0,12 [µF/km]
Reactancia (X’) 0,09 [Ω/Km]
Los valores obtenidos de X y C, son cercanos al orden de magnitud esperado según los
valores típicos de tabla del libro “Elektrische Kraftwerke und Netza” de Happoldt H. y Oeding D.
(X=0,12[Ω/Km] y C= 0,3 µF/km).
106
Como los tramos de conductor son sólo de 70m, los efectos que estos pueden tener sobre
la tensión en el alimentador La Divisa son despreciables. Debido a esto, se determino que no es
necesario considerar el efecto de inductancia mutua entre los circuitos.
107
ANEXO D: ALIMENTADOR LA DIVISA
En la figura D.1 a continuación se muestra un diagrama del alimentador la Divisa. En el
diagrama se incorporan los largos de las líneas y el material constructivo de cada una.
Figura D.1: Alimentador La Divisa
Tabla D.1: Reconectador Bima Sur Lo Espejo
Fase Residual MO 400A 70A Sec. Op. 117-02 135-02 Sumador 0,2 seg 0 seg Multiplicador 2 1,55 Reconexiones 2 seg Reset 30 seg
Tabla D.2: Reconectador Cliente Watt’s Alimentos
Fase Residual MO 400A 70A Sec. Op. B-01 2-01 Reconexiones - Reset -
S/E Panamericana
345 m 143 m 167 m 502 m
20 m 660 m 1265 m 176 m 30 m
166 m
120mm Cu 240mm Al 240mm Cu 120mm Al 240mm Cu
X X 120mm Cu 120mm Cu 70mm Cu #4 Cu 240mm Al
A
A
Rec. Bima Sur Lo Espejo
Rec. Watt´s Panamericana
Línea Línea(1) Línea(1) Línea(1) Línea(1)
Línea(1) Línea(1) Línea(1) Línea(1) Línea(1)
108
Tabla D.3: Niveles de cortocircuito a lo largo del alimentador
Tabla D.4: Parámetros conductores utilizados en el alimentador.
Tabla D.5: Parámetros de las líneas de transición del alimentador La Divisa
Nombre Tipo Long. Medio Inom Z1 phiz1 R1 X1 R0 X0 km kA Ohm deg Ohm Ohm Ohm OhmLínea Cu240mm2_12kV 0,166 Tierra 0,4 0,058 67,216 0,023 0,054 0,047 0,261Línea(1) Cu120mm2_12kV 0,345 Aire 0,333 0,171 44,016 0,123 0,119 0,173 0,550Línea(2) Al240mm2_12kV 0,143 Aire 0,4 0,050 67,216 0,019 0,046 0,040 0,225Línea(3) Cu240mm2_12kV 0,167 Aire 0,4 0,059 67,216 0,023 0,054 0,047 0,263Línea(4) Cu120mm2_12kV 0,502 Aire 0,333 0,249 44,016 0,179 0,173 0,252 0,800Línea(5) Al240mm2_12kV 0,02 Tierra 0,4 0,007 67,216 0,003 0,006 0,006 0,031
Línea(6) N2XSEY 3x120rm 8.7/15kV 1,265 Tierra 0,333 0,629 44,016 0,452 0,437 0,635 2,016
Línea(7) Cu120mm2_12kV 0,66 Tierra 0,333 0,328 44,016 0,236 0,228 0,331 1,052Línea(8) Cu70mm2_12kV 0,176 Aire 0,3133 0,080 53,025 0,048 0,064 0,074 0,284Línea(9) AWG4_12kV 0,03 Tierra 0,4 0,011 67,216 0,004 0,010 0,008 0,047
Barra
ReconectadorBima Sur Lo Espejo
Reconectador Cliente Watt’s
alimentos Icc 3φ 6666 (A) 4025 (A) 3122 (A) Icc 1φ 7100 (A) 2835 (A) 1989 (A)
Al240 mm2 Cu120 mm2 Cu240 mm2 Cu70mm2
Tensión nominal kV 12 12 12 12Corriente Nominal kA 0,4 0,333 0,4 0,3133Separación entre haces m 0,1 0,1 0,1 0,1Resistencia DC Ohm/km 0,1349 0,357 0,1349 0,273Diámetro mm 20,12 14,25 20,12 10,7Radio mm 10,06 7,125 10,06 5,35RMG (Radio Equivalente) mm 7,3035 5,17 7,3035 3,884Inductancia Interna mH/km 0,0640427 0,06414741 0,0640427 0,0640462
109
ANEXO E: CURVAS CARACTERÍSTICAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE EN BAJA TENSIÓN Y RECONECTADOR RESIDUAL Las tablas a continuación corresponden a las curvas características de las protecciones de
sobrecorriente en baja tensión. La Tabla E.1 corresponde a las de las protecciones del generador
G1 y la Tabla E.2 a las del generador G2.
Tabla E.1: Curvas características de protecciones de sobrecorriente en baja tensión de la
rama del generador G1
Nombre: 52BTG1min Nombre: 52BTG1 Nombre: 52BTG1max I [A] t [seg] I [A] t [seg] I [A] t [seg]
4038 2000 4248 2000 4527 2000 4038 60 4248 60 4527 60 4077 50 4332 50 4605 50 4488 20 4770 20 5073 20 5040 10 5640 10 5940 10 5040 0,01 5700 7,5 6000 9
30000 0,01 5700 0,01 6000 0,05 210000 0,01 210000 0,05
Tabla E.2: Curvas características de protecciones de sobrecorriente en baja tensión de la
rama del generador G2
Nombre: 52BTG2min Nombre: 52BTG2 Nombre: 52BTG2maxI [A] t [seg] I [A] t [seg] I [A] t [seg]
2379 1000 2490 1000 2670 20002379 60 2490 60 2670 602400 50 2550 50 2715 502646 20 2814 20 2991 203126 10 3321 10 3501 104041 5 4206 5 4515 5,24041 0,01 4530 4,5 5625 4
30000 0,01 4530 0,01 5625 0,080 0 30000 0,01 30000 0,08
110
La Tabla E.3 corresponde a la curva característica de la protección de fase del reconectador
ubicado en el lado de la distribuidora en el empalme Río Maipo. La Tabla E.4 corresponde a la
curva característica residual del reconectador.
Tabla E.3: Curva característica de protección de sobrecorriente de fase reconectador empalme Río Maipo
Nombre: rec. Curva B I [A] t [seg]
400 6500 3,8
1000 0,92000 0,273000 0,164000 0,126000 0,09
Tabla E.4: Curva característica de protección de sobrecorriente residual reconectador empalme Río Maipo
Nombre: rec. Curva B I [A] t [seg]
70 16140 3,15280 1350 0,78490 0,59560 0,58
2000 0,58
111
ANEXO F: RESULTADOS Los resultados detallados de las simulaciones se encuentran disponibles en el disco
compacto adjunto.
En el directorio raíz se encuentra un subdirectorio llamado Resultados(R). En el texto los
directorios son identificados por el nombre corto de cada uno. Este nombre corto es el que se
encuentra entre paréntesis al final del nombre de cada subdirectorio.
En el directorio “Resultados” existen tres subdirectorios.
1) Flujos de potencia(FP)
2) Cortocircuitos(CC)
3) Desconexión Río Maipo(DRM)
En el subdirectorio Flujos de Potencia(FP) se encuentran los resultados de los flujos de
potencia con factor de potencia 0,94 en el archivo “flujo de potencia-FP=094.xls” y los resultados
de los flujos de potencia variables en el archivo “FPvariables.xls”.
El subdirectorio Cortocircuitos, cuenta a su vez con un subdirectorio para cada escenario
de simulación. Cada escenario de simulación a su vez tiene un subdirectorio para cada tipo de
falla, Monofásica(M), Trifásica(T) y Bifásica(B). Y por ultimo cada tipo de falla tiene 3
subdirectorios, uno para cada ubicación de la falla, Inicio del Alimentador(IA), Empalme Río
Maipo(RM y Barra de cargas(BC). Dentro de cada uno de estos directorios se encuentra un
archivo .xls con los resultados de la simulación de cortocircuito y archivos del tipo windows
metafile, con los gráficos sobrecorriente con las corrientes de falla de cada caso. En la Figura F.1
se muestra un diagrama de como está ordenado el directorio Cortocircuito(CC)
Por ejemplo, si en el texto se hace referencia al Anexo F, /R/CC/HP/T/RM/, se refiere a
que los resultados del caso en cuestión se encuentran en el siguiente directorio:
D:/Resultados(R)/Cortocircuitos(CC)/Horario Punta(HP)/Trifásico(T)/Empalme Río Maipo(RM)
112
Por último en el subdirectorio Desconexión Río Maipo(DRM) se encuentran los resultados
de la simulación dinámica de desconexión del alimentador la divisa de la red de distribución
eléctrica. En este subdirectorio se encuentran los resultados de tensiónes, corrientes y tiempos de
operación de las protecciones.
Figura F.1: Directorio Resultados(R), en el disco compacto adjunto
113
ANEXO G: REGISTROS DE FALLAS En el disco compacto adjunto, existe un directorio llamado “Registro Fallas”. En este
directorio se encuentran los registros de perturbaciones grabados por los equipos de protecciones
de la planta de cogeneración. Este directorio cuenta con dos subdirectorios:
1) Fallas Eléctricas
2) SFT2826v0202
En el subdirectorio Fallas Eléctricas, se encuentran los registros de falla propiamente tal.
Estas se encuentran ordenadas por la fecha de ocurrencia de la perturbación. Los archivos dentro
de estas carpetas deben ser abiertos con un programa especial. Este programa esta incluido en el
CD adjunto.
En el subdirectorio SFT2826v0202, se encuentra el programa SFT2826, propiedad de
Scheneider Electric. Este software ha sido diseñado para poder visualizar las perturbaciones
registradas por los relés. Para instalar el programa de debe ingresar al directorio SFT2826v0202,
luego al subdirectorio Install y hacer doble clic en Setup.exe. Una vez instalado el programa, los
registros de falla deben ser utilizando el software.
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