Revista 15 - Noviembre 2016
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Carlos Mario Flórez Ramírez - Juan Federico Villa Sierra<br />
Caso de estudio<br />
El sistema utilizado para probar el control<br />
definido anteriormente, es un IEEE de 14<br />
barras, el cual se encuentra en la Figura 2.<br />
Las respectivas simulaciones se realizaron<br />
en el software DigSilent. Para analizar las<br />
bondades del control de ángulo frente a las<br />
estrategias de control actuales, la generación<br />
y las cargas del benchmark fueron modificadas<br />
con el objeto de tener un sistema al<br />
borde del colapso y, de esta manera, resaltar<br />
dos diferentes escenarios, uno con control<br />
angular y otro sin él.<br />
Tabla 1. Valores de los parámetros de los<br />
generadores.<br />
Adicionalmente, a los controles primarios<br />
se tiene un esquema de control secundario<br />
AGC, el cual se puso a prueba frente a la estrategia<br />
de control propuesta.<br />
El esquema de control angular propuesto no<br />
necesita un reajuste de los demás esquemas<br />
de control, lo cual es una ventaja, ya que el<br />
sistema de control existente no es modificado.<br />
En la Tabla 1 se indican los parámetros<br />
de los generadores del modelo.<br />
A. Escenario de simulación<br />
La contingencia consiste, básicamente,<br />
en la desconexión de una línea de transmisión<br />
que va de la barra 1 a la barra 2,<br />
obligando al sistema a redistribuir las<br />
cargas por líneas alternas. De esta manera<br />
se busca analizar cómo afecta a la red el<br />
control de generación.<br />
En un primer escenario se presenta el<br />
control clásico de frecuencia, con el generador<br />
1 como el Slack y un sistema de<br />
control AGC en el cual, solamente participan<br />
los generadores 1 y 5. Mientras que el<br />
segundo escenario consiste en la adición<br />
del control angular del primer escenario.<br />
B. Análisis estático de resultados<br />
Como se explicó en secciones anteriores,<br />
la forma en la que se propone este control<br />
angular es de una extensión al control de<br />
frecuencia clásico; la diferencia radica,<br />
principalmente, en la disposición final<br />
del control, la cual, en el primer caso, solo<br />
insta llevar el sistema a la frecuencia nominal<br />
sin tener en cuenta los factores de<br />
atraso o adelanto que, en otras palabras,<br />
equivalen a esfuerzos de las máquinas;<br />
mientras que el segundo caso propone<br />
llevar este control, de una forma inteligente,<br />
es decir, el planteamiento adicional<br />
consiste en mantener factores de atraso<br />
y adelanto respecto a otras máquinas,<br />
igualando de esta manera, la forma en la<br />
que el sistema eléctrico lleva las cargas<br />
y, así, evitar llevar al sistema a operar en<br />
condiciones límites de estabilidad. En la<br />
Tabla 2 se puede ver el cambio del punto<br />
de operación antes de la falla y después<br />
de ella, con el fin de hacerse a una idea<br />
del funcionamiento del control de ángulo.<br />
Generador 2 Generador 3 Generador 4 Generador 5<br />
PRF PFSC PFC PRF PFSC PFC PRF PFSC PFC PRF PFSC PFC<br />
Pot <strong>15</strong>0 <strong>15</strong>1 160 60 60 77 40 40 52 30 32 78<br />
An -18 -31 -25 -39 -48 -40 -37 -48 -38 -45 -57 -48<br />
Tabla 2. Valores Prefalla y Postfalla sin control y<br />
con control angular.<br />
10<br />
Figura 2. IEEE 14 barras simulado<br />
*PRF: pre falla, PFSC: post falla sin control de ángulo, PFC: post<br />
falla con control de ángulo<br />
De esta misma forma, la Tabla 3 presenta<br />
el nivel porcentual con control angular y<br />
sin él, de las líneas 1-2 y 1-5, las cuales son<br />
las líneas en las que se re distribuye, principalmente,<br />
la transmisión perdida.<br />
<strong>Revista</strong> Asociación de Ingenieros Electricistas AIE UdeA / Número <strong>15</strong> /<strong>Noviembre</strong> <strong>2016</strong> /Medellín - Colombia / ISSN: 1794-6077