ApagoneS Sis Potencia en CoGen Industrial

8/18/2019 ApagoneS Sis Potencia en CoGen Industrial

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II. TIPOS DE INESTABILIDADES EN SISTEMAS DE POTENCIADURANTE APAGONES DEL SISTEMA

A. Bases Estabilidad de Frecuencia vs. Voltaje

En un sistema de potencia, la frecuencia es una medida delbalance de MW de generación y MW de carga. Cuando MWgeneración y MW de carga están en balance exacto, la frecuenciaestá al nivel normal de 60 Hz. Cuando la carga excede lageneración la frecuencia cae. La razón del descenso depende dela inercia de los generadores dentro del sistema. Bajo condiciones

normales, hay ligeros cambios de frecuencia cuando la cargaincrementa repentinamente ó la generación dispara fuera-de-línea, lo cual resulta en una ligera reducción (generalmente encientos de un Hz) en frecuencia hasta que la generación adicionalen el sistema pueda ser aumentada para conseguir la nuevacondición de carga. Si existe un desbalance negativo grande entreMW de carga y MW de generación, la frecuencia caerá.Esquemas de baja-frecuencia en el sistema de utilidad sondiseñados para restaurar el balance por deslastre de carga.

El Voltaje en un sistema de potencia es una medida delbalance de MVAr de carga y la capacidad de MVAr dentro delsistema. Si este soporte reactivo no está disponible, el voltajecaerá. El impacto del voltaje reducido sobre la carga, depende dela naturaleza de la carga. Para carga resistiva, la corriente decarga disminuirá y ayuda a limitar la necesidad de un soportereactivo local. Cargas de motor son esencialmente dispositivos deKVA constante. Mientras más bajo está el voltaje más corrienteellos extraen incrementando la necesidad del soporte reactivolocal. Las cargas de sistemas de potencia consisten de ambas,cargas resistivas como también cargas reactivas de motor.Durante tiempo caliente, sin embargo, las cargas de motor de aireacondicionado hacen una gran porción de la carga total de lautilidad, de este modo haciendo el sistema de potencia mássusceptible a un colapso de voltaje.

El soporte reactivo de un sistema de potencia puedesolamente venir de dos fuentes: capacitores en derivación ygeneradores / condensadores sincrónicos. Capacitores en

derivación son considerados espadas de doble-filo. Ellos proveensoporte reactivo, pero también generan mas pocos VArs conformedecae el voltaje. La salida VAr de un banco de capacitores esreducida por el cuadrado del voltaje. Bancos de capacitores enderivación no pueden rápidamente ajustar el nivel de la potenciareactiva.

La generación en el centro de carga puede proveer unafuente dinámica de potencia reactiva. Tan pronto como el voltajecae, el generador puede rápidamente proveer soporte reactivoincrementado dentro de sus límites de capacidad. A diferencia delos capacitores en derivación, la cantidad de soporte reactivo nocae con la disminución del voltaje del sistema. La cantidad depotencia reactiva es controlada por el regulador automático devoltaje del generador (AVR). Es esencial que el control AVR esté

apropiadamente ajustado y el sistema de protección del generadorpermita al generador contribuir la máxima potencia reactiva parasoportar el sistema sin exceder la capacidad del generador.

B. Inestabilidad de Voltaje

La Fig.1 ilustra un sistema de potencia simplificado con ungenerador remoto suministrando una porción importante de lacarga en el centro de carga a través de seis líneas de transmisión.Es es el voltaje en los buses de generador remoto y Eg es elvoltaje en los buses del centro de carga.

Fig.1 Ejemplo de Sistema de Potencia

La Fig.2 ilustra como el voltaje decae conforme aumentapotencia real transferida al centro de carga. Este tipo de análP-V (potencia real relativa al voltaje) es una herramienta análisis, usada por planeadores de sistemas de utilidad, pdeterminar la capacidad de transferencia de potencia real a travde una interfase de transmisión para suministrar carga locIniciando desde el estado del sistema caso-base (todas las líneen servicio), casos de flujo de carga generado-por-computason corridos con incrementos de transferencias de poten

mientras se monitorean voltajes en buses críticos. Cuando transferencias de potencia alcanzan un nivel bastante alto, voltaje estable no puede ser mantenido y el voltaje del sistecolapsa.

Fig.2 Curva (P-V) Potencia Real (MW) vs. Voltaje.

En una curva P-V (véase Fig.2), este punto es llamado “nade la curva. La forma de la nariz de la curva depende denaturaleza de la carga en el centro de carga. Altos niveles carga de motor combinados con un banco capacitor soporte voltaje en el centro de carga, tienden a hacer que el voltaje camuy rápidamente para un pequeño aumento de la potencia en

nariz de la curva. El paquete de las curvas P-V muestran que pcondiciones de línea-base mostradas en la curva A, el voltpermanece relativamente estable (cambio a través del eje verticcon el incremento de la carga local. Condiciones del sistema sseguras y estables a la izquierda del punto A1. Después que ucontingencia ocurra, tal como un disparo en un circuito transmisión, la nueva condición está representada por la curvacon voltajes mas bajos (relativo a la curva A). Esto es porquepotencia siendo transmitida desde los generadores remotos eahora fluyendo a través de cinco en lugar de seis líneas transmisión. El sistema deberá ser bien operado dentro del nde carga para la nariz de la curva B. Si la contingencia B ocuentonces la próxima peor contingencia deberá ser consideraLos operadores del sistema deben incrementar generado

REMOTEGENERATION LOCAL LOAD

CENTER

LINE 1

LINE 2

LINE 3

LINE 4

LINE 5

LINE 6

Es O Eg O

MW POWER FLOW

s g



locales para reducir la potencia siendo transmitida desdegeneradores remotos para reducir pérdidas al igual queincrementar el voltaje en el centro de carga para dentro de la zonasegura evitar ir arriba de la nariz de la curva C.

En el caso del apagón de la Costa Oriental en el año 2003 [1],tres líneas de transmisión claves fueron perdidas en sucesiónrápida debido a contactos con árboles. El voltaje en el centro decarga fue reducido antes que los operadores del sistema pudierantomar alguna acción correctiva efectiva. Una acción efectiva deloperador fue impedida por carencia de datos de subestaciones

claves del sistema de transmisión debido a un problema decomputador en el centro de operaciones del sistema.

En el caso descrito arriba, el decaimiento de voltaje fuerelativamente lento y hubo tiempo para la intervención deloperador del sistema de utilidad a direccionar el problema dedecaimiento de voltaje. Han habido casos en donde el voltajecayó tan rápidamente que la acción del operador no fue posible.Estos casos envuelven lentos-despejes de fallas multifase ensistemas de transmisión que ocurren durante las condiciones entormentas calientes cuando la carga de la utilidad esprincipalmente formada de motores de aire acondicionado. Lacaída extendida del voltaje causa que los motores en el áreaparen y consuman grandes cantidades de potencia reactivadespués que la falla ha sido despejada. El cambio rápido en elfactor de potencia de la carga resulta en un bajo voltaje delsistema. Puesto que hay poca reserva de potencia reactivadurante los periodos pico de carga, el voltaje del área colapsa. Talcomo un evento ocurrido en la parte occidental de Tennessee yresultó en un salida 1100 MW de carga. El evento total tomómenos de 15 segundos [2].

C. Inestabilidad de Angulo de Fase

Cuando el ángulo de fase de voltaje entre generadoresremotos y generadores locales (g-s en la Fig.1) llega a ser muygrande, puede ocurrir inestabilidad en el ángulo de fase. Enmuchos casos, este evento ocurre en conjunto con el escenariode colapso de voltaje descrito arriba. Hay dos tipos de

inestabilidad de ángulo de fase.1). Inestabilidad de Estado-Estable : Inestabilidad de estado-

estable ocurre cuando hay muy pocas líneas de transmisión paratransportar energía desde la fuente de generación hasta el centrode carga local. Pérdida de líneas de transmisión dentro del centrode carga puede resultar en un colapso de voltaje como es descritoarriba, pero esto puede también resultar en una inestabilidad deángulo de fase de estado-estable. La Fig.3 ilustra como ocurre lainestabilidad de estado-estable. La habilidad para transferirPotencia Real (MW) es descrita por la ecuación de transferenciade potencia y es trazada gráficamente.

Fig.3 Inestabilidad Estado-Estable–Análisis Angulo de Potencia

De la ecuación de transferencia de potencia de la Figpuede ser visto que la potencia máxima (Pmax) que puede transmitida es cuando g-s=90°, Sen 90°=1. Cuando el ángde fase de voltaje entre la generación local y remota incrememas allá de 90°, la potencia que puede ser transmitida es reducy el sistema llega a ser inestable y usualmente se separa en isSi suficientes líneas son disparadas entre el centro de carga ygeneración remota alimentando al centro de carga, la reactan(X) entre estas dos fuentes aumenta, de este modo reduciendopotencia máxima (Pmax) que puede ser transferida. La curva ángulo de potencia en la Fig.3 ilustra esta reducción como la lín

1 se dispara la altura de la curva de ángulo de potencia reducida porque la reactancia (X) entre los dos sistemas aumentado. Cuando la línea 2 dispara, la altura de la curva ángulo de potencia es reducida más allá en donde la potensiendo transferida no pueda ser mantenida y entonces el sistese vuelve inestable.

En este punto, el sistema de potencia está en profunproblema. Durante condiciones inestables, el sistema de potense separa en islas. Si hay más carga que generación dentro deisla, la frecuencia y el voltaje caen. Si existe un exceso generación en una isla, la frecuencia y el voltaje generalmeaumentan. El colapso de voltaje y la inestabilidad de estaestable ocurren juntos como el disparo de línea de transmisaumenta la reactancia entre el centro de carga y la generacremota. Generalmente, la caída del voltaje en el centro de caes el indicador principal que el sistema está en problemas conbaja frecuencia ocurriendo solamente después que el sistemadivide en islas. El análisis de grandes apagones confirma quevoltaje es al final el indicador principal de un inminente colapso sistema de potencia. El esperar por la reducción de frecuenpuede ser una espera muy larga para desconectarse del sistede potencia de utilidad.

2). Inestabilidad Transitoria : La inestabilidad en el ángulofase de voltaje puede también ocurrir debido al lento-despeje fallas en el sistema de transmisión. Este tipo de inestabilidadconocida como inestabilidad transitoria. La inestabilidad transitoocurre cuando una falla en el sistema de transmisión cerca de

planta de generación no es despejada lo suficientemente ráppara evitar un desbalance prolongado entre la salida mecániceléctrica del generador. Una inestabilidad transitoria inducida-pfalla no ha sido la causa de ningún apagón del sistema grandelos años recientes. Sin embargo, los generadores necesitan esprotegidos de los daños que pueden resultar cuando la proteccen los sistemas de transmisión es muy lenta para operar. ingenieros de relés diseñan la protección de sistemas transmisión para operar más rápido de lo que un generador pueser sacado de sincronismo, pero fallas de sistemas de protecchan ocurrido como resultado de lentos despejes de fallas ensistema de transmisión. Es generalmente aceptado [2] queprotección de pérdida de sincronismo en el generador necesaria para evitar daños en la máquina. Mientras más granes el generador, más corto es el tiempo para manejar la máqu

inestable por un falla en el sistema.

La Fig.4 ilustra una subestación de planta de potencia coninterruptor-y-medio típico con un generador y un corto circuito una línea de transmisión cerca de la subestación. Si el cocircuito es de tres-fases, muy poca potencia real (MW) fludesde el generador al sistema de potencia hasta que la falla despejada. La alta corriente de falla experimentada durantecorto circuito es principalmente reactiva o corriente VAr. Deecuación de transferencia de potencia (Fig.3), se puede ver qcuando Eg cae casi a cero, casi nada de potencia real puede transferida al sistema. El AVR del generador detecta disminuidovoltaje en terminales del generador e incrementa la corriente campo para intentar aumentar el voltaje del generador durante

0 1800

Max.Power

TransferAll Lines in Service

Line 1Tripped

Line 2Tripped

Pe

Pmax = Eg Es X

Pe= Eg Es Sin ( 0g- 0s )

X

Where: Eg =Voltage at the LoadCenter Generation Es = Voltage at theRemoteGeneration Pe = Electrical Real Power Transfer X= ReactanceBetween Local and RemoteGeneration 0g = Voltage Angleat Local Generation

0s = Voltage Angle at RemoteGeneration

POWERTRANSFEREQUATION

0g - 0s90o



falla. El control AVR entra en un modo de forzado-de-campodonde la corriente del campo es brevemente aumentada más alláde los límites térmicos del circuito de campo en estado-estable.Durante el corto circuito, la potencia mecánica de la turbina (PM)del generador permanece sin cambio. El desbalance resultanteentre la potencia mecánica (PM) y la potencia eléctrica (PE)manifiesta por sí sólo el aceleramiento del generador,aumentando su ángulo de fase de voltaje con respecto al ángulode fase del sistema como es ilustrado en el trazado del ángulo depotencia en la Fig.5.

Fig.4 Inestabilidad Transitoria Análisis del Ángulo de Potencia

Fig.5 Inestabilidad Transitoria Análisis del Ángulo de PotenciaLa velocidad con la que el generador se acelera depende de

su inercia. Si la falla del sistema de transmisión no es despejadalo suficientemente rápido, el ángulo de fase del generadoravanzará de manera que este será sacado de sincronismo con elsistema de potencia. Estudios de estabilidad transitoria porcomputador pueden ser usados para establecer este tiempo yángulo de conmutación crítico. El criterio de igualdad de áreapuede también ser aplicado para estimar el ángulo deconmutación crítico (c). Cuando el área A1 = A2 en la Fig.5, elgenerador está justo en el punto perdiendo sincronismo con elsistema de potencia. Note que después de la apertura de losinterruptores 1 y 2 para despejar la falla, la transferencia de

potencia resultante es reducida a causa del aumento enreactancia (X) entre el generador y el sistema de potencia. Estodebido a la pérdida de la línea de transmisión fallada. En ausende estudios detallados, muchos usuarios establecen el máxiángulo de inestabilidad en 120º. Debido a la naturaleza dinámdel generador para recuperarse durante condiciones de fallaángulo de 120º es más grande que el punto de inestabilidad para condiciones de inestabilidad de estado-estable. El tiemque la falla puede ser dejada en el sistema que correspondeángulo de conmutación crítico es llamado “el tiempo conmutación crítico”. Si la falla es dejada por más que ése tiem

entonces el generador perderá sincronismo por “deslizamientoun polo”. Por esta condición, el generador debe ser disparapara evitar daño en el eje por par torsional. Protección Fuera-paso, la cual es también llamada protección de pérdida-sincronismo (Relé Función 78), es típicamente aplicado grandes generadores para disparar la máquina de este moprotegerla del daño en el eje por par torsional y evitando así evento de cascada del sistema [3].

III. MITIGANDO APAGONES EN UTILIDADES Y ENINSTALACIONES INDUSTRIALES

Dada la discusión en causas de inestabilidad en los sistemde potencia que resulta en apagones de sistemas grandes, qpueden hacer tanto las utilidades como clientes industriales qposean cogeneración interna, para protegerse de ser “arrastraden un apagón?. Es la práctica común de desconexión deutilidad usando la frecuencia como una medida seguridad sistema eléctrico adecuada para los tipos de apagones que esocurriendo hoy en los sistemas de potencia?. Las utilidades pomismas están empezando a reconocer que la frecuensolamente no es suficiente como medida de la seguridad sistema. Un número de utilidades han puesto en servesquemas de deslastre de carga por bajo-voltaje pcomplementar sus esquemas existentes de deslastre por bafrecuencia. A la fecha, NERC (North Electric Reliability Council)ha hecho obligatorio tales esquemas. Sin embargo, un númerolas utilidades grandes los han instalado por su propia cuemientras que muchas otras están considerando adicionar ta

esquemas. Grupos de confiabilidad regional tales como WE(Western Electricity Coordinating Council) han desarrollado paude deslastre de carga por bajo-voltaje para sus miembros [4].

A. Programas de Deslastre-de-Carga de Utilidades

Programas de deslastre-de-carga automáticos son diseñaddentro de los sistemas eléctricos de utilidad para operar como último recurso, bajo la teoría que es sensato retirar algo de cade manera controlada si éste puede adelantar la pérdida de gran retiro de carga ante un evento en cascada incontrolaExisten dos clases de deslastre-de-carga automática instaladen Norte América deslastre-de-carga por bajo-voltaje, el cremueve la carga para prevenir un colapso del voltaje en el álocal, y deslastre-de-carga por baja-frecuencia, diseñado para

balancear carga y generación dentro de una isla eléctrica una vesta ha sido creada por un disturbio en el sistema.

Deslastre-de-carga automático por bajo-voltaje (UnderVoltaLoad Shedding UVLS) responde directamente a condicionesvoltaje en una área local. UVLS retira varios cientos megavatios en bloques pre-seleccionados dentro de los centde carga, disparado en etapas cuando el voltaje local cae a nivel designado probablemente 89 a 94 % con varios segundde temporización. La meta de un esquema UVLS es retirar capara restaurar la potencia reactiva relativa a la demanda, pprevenir el colapso de voltaje y contener un problema de voltdentro del área local en lugar de permitir que este se extiendageografía y magnitud. Si el primer paso de deslastre-de-carga

0 1800

Max.Power

TransferAll Lines in Service

Breakers 1 and 2

Tripped

PM = Pe

Pmax = Eg Es X

0g - 0s90o

A2

0C

A1



permite al sistema re-balancearse, y el voltaje continúa endeterioro, entonces el próximo bloque de UVLS es caído. El usodel UVLS no es obligatorio, pero está hecho en la opción de losconsejos de confiabilidad de área regional NERC (WECC y otros)también como en utilidades individuales. Esquemas UVLS ypuntos disparadores deben ser diseñados para estimar lasvulnerabilidades del sistema de área local, basados en estudiosde colapso de voltaje.

Contrario al UVLS, el deslastre-de-carga automático por baja-frecuencia (UnderFrequency Load Shedding UFLS) está

diseñado para uso en condiciones extremas para estabilizar elbalance entre generación y carga después que una isla eléctricahaya sido formada, soltando carga suficiente para permitir que lafrecuencia estabilice dentro de la isla. Retirando carga hastaigualar la generación disponible dentro de la isla, el UFLS es unamalla de seguridad que ayuda a prevenir el apagón completo de laisla, y permite una restauración más rápida del sistema pocodespués. El UFLS no es efectivo si hay una inestabilidad eléctricaó colapso de voltaje dentro de la isla.

Hoy, la instalación de UFLS es un requerimiento de NERC,diseñado para retirar al menos 25-30% de la carga en pasosdentro de cada región del coordinador de confiabilidad. Estossistemas están diseñados para automáticamente soltar cargaspre-designadas por el cliente si la frecuencia baja demasiado(puesto que la baja frecuencia indica muy poca generaciónrelativa a la carga), iniciando generalmente cuando la frecuenciacae a 59.3 Hz.. Más carga es progresivamente retirada como losniveles de frecuencia caen más allá. El último paso del deslastre-de-carga es ajustado en el nivel de frecuencia justo arriba delpunto de ajuste de los relés de protección por baja-frecuencia degeneración (57.5 Hz), para prevenir que la frecuencia caiga tanbajo que los generadores podrían ser dañados.

Hay dos tipos básicos de esquemas UVLS que las utilidadeshan instalado. Ambos tipos involucran la instalación de relés debajo-voltaje en subestaciones de utilidad clave. Estos relés debenmedir el voltaje del sistema de transmisión y típicamente soninstalados en el primario de las subestaciones de distribución

localizadas cerca de las subestaciones de transmisión claves. LaFig.6 muestra una instalación de utilidad típica de ambos relés debajo-voltaje (27) y baja-frecuencia (81).

Fig.6 Deslastre-de-Carga en Subestación de Utilidad Típica

Debido a la disponibilidad de transformador de voltaje (TV),los relés de baja-frecuencia son usualmente conectados en elsecundario de la estación de distribución porque la frecuencia esla misma en ambos lado de alta y baja del transformador. Lamedición de voltaje para el UVLS debe ser en el primario deltransformador puesto que las pérdidas en el transformador y loscontroles (LTC) cambiando derivaciones bajo carga distorsionaránel nivel real de voltaje del sistema de transmisión. La Fig.6 ilustra

un tipo de disparo directo del UVLS. Para adicionar seguridalgunos esquemas UVLS son solamente habilitados condiciones del sistema han ocurrido que indiquen que el sistede potencia está en una “condición de esfuerzo”. Condiciontales como la importación neta de potencia vs. generación locamediciones de bajo-voltaje en buses de subestación transmisión clave son usadas para armar estos esquemas UVAlgunas utilidades llaman a tales esquemas “esquemespeciales de protección”. Estos esquemas agregan un nadicional de complejidad y generalmente dependen comunicaciones para enganchar el esquema. También, e

pueden no ser enganchados lo suficientemente rápido para activados por eventos de bajo-voltaje causados por lentdespejes, fallas multifasicas del sistema de transmisión qocurren durante condiciones de tormenta de calor.

B. Esquemas de Desconexión en Sistemas Industriales

Hoy, la mayoría de instalaciones industriales usan frecuencia como una medida de seguridad en el sistema potencia de la utilidad e inician la desconexión cuando frecuencia cae a un nivel específico por un corto tiem(típicamente 8-12 ciclos). Algunas instalaciones industriales usel índice de cambio de la frecuencia para desconectarse deutilidad. El uso de la frecuencia por sí sola no desconecta instalación industrial en casos donde el voltaje está colapsanPuesto que el voltaje es al final el indicador principal de reciencolapsos de sistemas de potencia de utilidad, el voltaje cotambién la frecuencia necesita ser usado para iniciar desconexión del sistema de utilidad. La Fig.7 muestra uinstalación industrial típica con ambos relés bajo-voltaje (27baja-frecuencia (81).

Fig.7 Instalación Industrial Típica con Desconexión por AmboBaja-frecuencia y Bajo-voltaje.

Debido a la disponibilidad de TV, relés de baja-frecuencia stípicamente conectados en el secundario de la instalac

industrial por que la frecuencia es la misma en ambos lado de ay de baja del transformador. En instalaciones nuevas, ambvoltaje y frecuencia podrían ser medidos por los TV en el primadel transformador de suministro de la utilidad. Como en el cadel UVLS de la utilidad, la medición de voltaje para desconexpor bajo-voltaje debe ser en el primario del transformador pueque pérdidas y controles (LTC) cambiando derivaciones bcarga distorsionarán el nivel de voltaje real del sistema transmisión. Una vez la señal para desconexión de la utilidadgenerada, los interruptores principales de entrada de potenciay/o B) son disparados y la carga conectada es aislada haciacogeneración interna. Esto puede resultar en una sobrecamomentánea a la generación interna. Tradicionalmente, despude una desconexión, algunas instalaciones industriales han usa

UTILITY TRANSMISSION SYSTEM

N.O.

TRANS.#1

TRANS.#2

G G

8181

2727

Separate to In-houseGeneration

A BN.O. = Normally Open27 = Undervoltage Relay81 = Underfrequency RelayUTILITY TRANSMISSION

SYSTEM

27

81

A C

Trip Selected Circuits(A-D)

Typical DistributionSubstation Transformer with

LTC

B D

27 = Undervoltage Relay81= Underfrequency Relay



esquemas internos de deslastre de carga por baja-frecuencia paraigualar la carga a la cogeneración. En años recientes, sistemas demonitoreo-de-carga que monitorean en tiempo real la generacióninterna y las cargas conectadas han sido usadas para igualar lacarga a la generación después de la desconexión de la utilidad [5].

Sin el uso de voltaje para argumento de frecuencia paradecidir cuando desconectarse de la utilidad, la instalaciónindustrial se arriesga a ser “arrastrada hacia abajo” por un colapsode voltaje. Si las utilidades están empezando a implementarUVLS, hace sentido para los industriales el considerar instalar

esquemas de desconexión por bajo-voltaje.

IV. DISEÑANDO UN ESQUEMA SEGURO DE DESCONEXIÓNPOR BAJO-VOLTAJE

El diseño de un esquema seguro de desconexión por bajo-voltaje que evita falsas operaciones para eventos tales comolentos despejes de fallas del sistema, requiere alguna lógica comotambién un relé que pueda medir precisamente el voltaje dentrode límites aceptables. El relé de bajo-voltaje necesita seraltamente preciso. Una precisión en la medida de +/-0.5V sobreuna base de 120V es requerida. También, el relé de bajo-voltajeque es usado, necesita tener una alta relación deactivación/desactivación (pickup/dropout). Esta relación necesitaestar cerca de 100% de manera que cuando el voltaje se recuperedespués de una falla en el sistema, el relé rápidamente sereajustará a la condición de no-disparo. Para cumplir con estosrequerimientos, tanto como la lógica descrita abajo, relés digitalesestán casi exclusivamente siendo usados para UVLS.Instalaciones industriales pueden beneficiarse de los esquemaslógicos empleados por las utilidades que han implementadoUVLS.

A. Lógica de Desconexión de Bajo-voltaje Monofásico.

La lógica puede ser usada para mejorar la seguridad en unesquema de desconexión por bajo-voltaje para prevenir una falsaoperación debido a despejes lentos de fallas en el sistema. LaFig.8 ilustra un esquema usando mediciones de voltaje

monofásico.

Fig.8 Lógica de Desconexión por Bajo-voltaje Monofásico.

El colapso de voltaje es generalmente un evento de voltajebalanceado con el voltaje sobre todas las tres fases siendoaproximadamente igual. Condiciones de falla (con la excepción defallas trifásicas) resultan en voltajes de fase desbalanceados.Esta diferencia fundamental entre bajos-voltajes causados porfallas vs. colapso de voltaje, puede ser usada para agregarseguridad a un esquema de desconexión. La lógica de la Fig.8requiere que todos los tres voltajes línea-a-neutro deben caer pordebajo del punto de ajuste Setpoint #1. Seguridad adicional puede

ser agregada usando bloqueo de bajo-voltaje (27B). Puesto quemagnitud de bajo-voltaje debido a un inminente colapso de voltestá entre 89-94%, bloqueando la operación por bajos voltaque son inducidos-por falla adiciona mas seguridad. Fig.8 indque cualquier voltaje línea-a-neutro que cae por debajo del pude ajuste Setpoint #2 bloqueará la operación del esquema. última medida de seguridad en la lógica de la Fig.8 es el usovoltaje de secuencia negativa (47B) para bloquear la operacdel esquema de desconexión. Durante condiciones de fadesbalanceadas (todas las fallas excepto fallas trifásicas),voltaje de secuencia negativa estará presente. Puesto q

eventos de colapso de voltaje son condiciones de voltbalanceado, solamente un nivel muy pequeño de voltaje secuencia negativa está presente. La ecuación que definevoltaje de secuencia negativa es mostrada a continuación [6].

V2 = 1/3 ( Va + a2Vb + aVc )

Donde: Va, Vb, Vc son voltajes línea-a-neutroa = 1l120

o a2 = 1l240o

Para cuantificar el desplazamiento del ángulo de fase de 1entre fases, fasores unitarios (a y a²) son usados en terminolode componente simétrica. Para voltajes trifásicos completamebalanceados, el voltaje de secuencia negativa es cero. El bloqude voltaje de secuencia negativa es usado para deteccondiciones de falla desbalanceada y bloquear el esquema desconexión de una operación inapropiada.

B. Lógica de Desconexión de Secuencia Positiva

Fig.9 Lógica de Desconexión Bajo-voltaje de Secuencia Posit

Otro esquema lógico para mejorar la seguridad desconexión de voltaje es mostrado en la Fig.9. El esquemasimilar al mostrado en la Fig.8. Los elementos de bloqueo son mismos. Pero este esquema lógico usa secuencia positiva lugar de voltajes individuales fase-a-neutro para detectar ucondición de bajo-voltaje. Voltaje de secuencia positiva es término de componente simétrica y está definido por la siguie

ecuación.

V1 = 1/3 ( Va + aVb + a2Vc )

Donde: Va, Vb, Vc son voltajes línea-a-neutroa = 1l120

o a2 = 1l240o

Para voltajes trifásicos completamente balanceados, voltaje de secuencia positiva es igual al valor normal de voltajes fase-a-neutro ejemplo V1=Va=Vb=Vc. El voltaje secuencia positiva provee una simple cantidad como el voltactivador para desconexión por bajo-voltaje y no requiere qtodos los tres voltajes estén por debajo de un punto de aju

27

27B

47B

Va ≤

Vb

Vc

Setpoint #1

≤

≤

Setpoint #1

Setpoint #1

AND

AdjustableTimer

UndervoltageTrip

AND

SINGLE PHASEUNDERVOLTAGE

Va ≤

Vb

Vc

Setpoint #2

≤

≤

Setpoint #2

Setpoint #2

OR xUNDERVOLTAGE

BLOCK

V2Setpoint #3≥ x

NEGATIVESEQUENCE

OVERVOLTAGEBLOCK

27

27B

47B

V1 ≤Setpoint #1

AdjustableTimer

UndervoltageTrip

AND

POSITIVESEQUENCE

UNDERVOLTAGE

Va ≤

Vb

Vc

Setpoint #2

≤

≤

Setpoint #2

Setpoint #2

OR xUNDERVOLTAGE

BLOCK

V2Setpoint #3≥ x

NEGATIVESEQUENCE

OVERVOLTAGEBLOCK



dado como es requerido en el esquema lógico discutido en laFig.8. Ambos esquemas discutidos en la Fig.8 y 9 son fácilmenteprogramados en relés digitales modernos. Uno de los beneficiosde lógica de un relé digital es que la lógica de bloqueo puede sermodificada a acomodo del usuario. Si el bajo-voltaje y/o elbloqueo de secuencia negativa no es deseado por el usuario, estepuede ser fácilmente eliminado en la lógica.

Seguridad adicional puede ser proporcionada eninstalaciones criticas usando un esquema de “lógica de votación”.La “lógica de votación” significa que múltiples relés de protección

son usados con lógica y ajustes idénticos en el mismo punto demedición en el sistema. Una mayoría de dispositivos debe estarde acuerdo antes que la acción sea tomada. El propósito de lalógica de votación es obtener confirmación de las condiciones delsistema de más de un relé de protección, evitando así unapotencial desconexión falsa basada en un mal funcionamiento deun relé de protección. Si dos relés son instalados en cadaubicación, lógica dos-fuera-de-dos es usada. Esta lógica requierede los dos relés para operar antes que la desconexión seainiciada. Si tres relés son usados, lógica dos-fuera-de-tres esusada requiriendo dos relés cualquiera confirmen la condición dedisparo. Lógica dos-fuera-de-tres es común en esquemas dedesconexión por voltaje en plantas nucleares.

C. Consideraciones de Ajustes

Antes de emprender un diseño de esquema de desconexiónde bajo-voltaje, es prudente contactar la utilidad a la cual el clienteindustrial está conectado y también al consejo de confiabilidadregional NERC. Algunos Consejos, tal como el WECC, handesarrollado pautas de deslastre de carga por bajo-voltaje parasus miembros [4]. Es también difícil para el cliente industrialdesarrollar ajustes específicos ya que el nivel de voltaje paradesconexión está basado en el sistema de potencia del área a lacual el cliente industrial está conectado. Esto es similar a losrequerimientos para desconexión por baja-frecuencia donde lasutilidades han suministrado orientación para clientes industriales.La desconexión por bajo-voltaje en el cliente industrial debe sercoordinado con el UVLS de la utilidad. El rango de voltaje típico

para UVLS está entre 89-94% del voltaje normal con untemporizador de 1-3 segundos.

V. CONCLUSIONES

Investigaciones de los apagones recientes indican que lacausa raíz de la mayoría de disturbios en grandes sistemas depotencia es el colapso de voltaje más allá que las condiciones debaja-frecuencia prevalecientes en los apagones de los años1960s y 70s. La operación de los sistemas de potencia de hoy conla generación frecuentemente siendo remota de los centros decarga, ha hecho el sistema de potencia muy dependiente en elsistema de transmisión de la utilidad. Cuando las líneas detransmisión disparan, el voltaje cae en los centros de carga,mientras que la frecuencia puede permanecer normal hasta que

ocurre un colapso del sistema completo.

Las utilidades están reconociendo este problema y estánempezando a instalar programas de UVLS. Los clientesindustriales que tienen generación interna, que operan en paralelocon la utilidad también necesitan reconocer el problema. Estosclientes de cogeneración industrial deberían considerar el uso deesquemas de desconexión por bajo-voltaje en adición a susesquemas existentes por baja-frecuencia para dirigirse alescenario del colapso de voltaje.

Esta ponencia propone esquemas lógicos de desconexpor bajo-voltaje que pueden ser fácilmente instalados dentro relés digitales para mejorar la seguridad de una desconexión pbajo-voltaje, para prevenir una falsa operación debida a un ledespeje de fallas del sistema. Este escrito también indica el purequerido de instalación de éstos relés de manera que ellos midadecuadamente el voltaje del sistema.

REFERENCIAS

[1] Fuerza de Tarea Apagón Sistema Potencia Canadá – UReporte final en Agosto 14, 2003 Apagón en los EstaUnidos y Canadá: Causas y Recomendaciones , Abril 20página Web NERC.

[2] G.C. Bullock, Colapso de Voltaje en Cascada en OesteTennessee , Conferencias de Relés de Protección GeoTech., Mayo 1990.

[3] ANSI/IEEE C37.102-1992, Guía IEEE para Protección Generadores AC, New York, NY: IEEE PES.

[4] Fuerza de Tarea UVLS, Pauta para Deslastre de Carga Bajo-voltaje, WECC, 1999.

[5] K.Shah, R. Hofstetter, M.S. Miguel, M.Tiffany, SistemasPreservación de Carga en Instalaciones UtilizaCogeneración por Protección en Tiempo Real de CarCriticas Durante Salidas de Utilidad, Conferencia IEEE I2005 PCIC.

[6] J. L. Blackburn, Componentes Simétricas para IngenierosSistemas de Potencia , New York, NY: Marcel Dekker, 1993.

CURRÍCULO

Charles (Chuck) Mozina (M’65) recibió su grado BS. ingeniería eléctrica en la Universidad de Purdue, West Lafayeen 1965. El es un Consultor, Protecciones y Protección Sistemas, para Beckwith Electric Co. Inc., especializado centrales de generación y protección de generadores. Su prácde consultor incluye proyectos relacionados a aplicaciones relés de protección, coordinación y diseño de sistemas protección. Chuck es un miembro activo por 20 años del Comde Relés de Sistemas de Potencia IEEE PSRC y fue el paspresidente del Subcomité de Maquinaria Rotativa. El está activolos comités IEEE IAS I&CPS, PPIC y PCIC, los cuales direccion

los sistemas de protección industrial. El es el pasrepresentante de U.S. ante el Comité de Estudio de CIGRE(ahora B-5) en Sistemas de Protección. El tiene más de 25 ade experiencia como ingeniero de protecciones en CenteEnergy, la utilidad principal de Ohio, donde el fue Gerente Sistemas de Protección. Por 10 años, el estuvo empleado Beckwith Electric como Gerente de Ingeniería de Aplicación pProtección y Protección de Sistemas. El es un IngenProfesional registrado en Ohio.

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