PASOS A SEGUIR PARA INTRODUCIR REALIZAR UN FLUJO DE CARGAS:

1.

LOS

DATOS

Y

CREAR UN CASO EN PSS/E

Iniciar el programa PSS/E con la opción PSSTME (Power Flow). Para crear un nuevo caso, en la pantalla inicial del programa seleccionamos File => New e introducimos el dato de la potencia base: • Sbase= 100 MVA Una vez creado el caso podemos pasar a introducir los datos.

2.

INTRODUCCION DE DATOS EN PSS/E

Al abrir PSS/E aparece una pantalla similar a la que se muestra en la figura 2.

Figura 2. Vista inicial del programa PSS/E.

Antes de empezar a introducir los datos del caso, hay que asegurarse de que las opciones definidas por defecto son las correctas. Para cambiar opciones entrar en el menú Misc => Change program settings (OPTN). Se puede comprobar, por ejemplo, que la frecuencia del sistema es 50 Hz en el apartado Base frequency.

2.1. Nudos En los nudos debemos introducir los siguientes datos (pestaña Buses): Bus Number: Representa el número que asignamos a cada nudo de la red. Bus Name: Podemos asignar un nombre con caracteres alfanuméricos (máximo 12 caracteres) a cada nudo, por ejemplo NUDO1. Base kV: Tensión base de cada nudo. Dado que PSS/E resuelve los sistemas en por unidad, este dato no es estrictamente necesario. Los campos de Owner, Zone, Area, indican, en sistemas con muchos nudos, quien es el propietario de cada nudo, dentro de qué zona se encuentra, y dentro de qué área. Por defecto se les asigna el valor 1. Code: Código que define el tipo de nudo del sistema: - 1 : nudo de carga (PQ). - 2 : nudo de generación (PV). - 3 : nudo balance u oscilante. - 4 : nudo desconectado o aislado. Por defecto se considera nudo de carga (Code = 1). G-Shunt (MW) y B-Shunt (Mvar): Conductancia y susceptancia de dispositivos conectados al nudo de forma fija. Permiten representar condensadores y reactancias. Para representar un condensador se introduce el valor en MVAr con signo positivo, mientras que para representar una bobina se utiliza el signo negativo (convenio del IEEE). En estos campos no se debe introducir la potencia demandada en el nudo (cargas). Voltaje (pu) y Angle (deg): Valor de la tensión en el nudo en p.u. y valor del ángulo de fase , en grados. Por defecto se asigna 1,0 p.u. con un ángulo de fase de 0º, puesto que el valor final de la tensión en ese nudo sólo lo conoceremos después de haber resuelto el flujo de cargas. Si la tensión en todos los nudos es la que aparece por defecto, se dice que se resuelve el flujo de cargas partiendo de un perfil plano de tensiones. Los demás campos (G-Neg (pu), B-Neg (pu), G-Zero (pu), B-Zero (pu)) son datos de las secuencias negativa y cero, que para el flujo de cargas no nos interesan. Una vez que hemos completado todos los nudos, pasamos a introducir las cargas que tiene cada nudo.

2.2. Cargas Para introducir la carga en cada nudo, seleccionamos la pestaña Loads. Los campos que se deben especificar son: Bus Number, Bus Name: Indican el nudo al que está conectada la carga. Id: Es un identificador alfanumérico de 2 caracteres que permite diferenciar entre varias cargas conectadas a un mismo nudo. El valor por defecto es 1. Los campos Area, Zone y Owner no son necesarios en nuestro caso. El sistema introducirá en ellos los valores por defecto. Status: Representa el estado de conexión o desconexión de la carga. Por defecto está marcado, lo que indica que la carga está conectada al nudo. La demanda (carga) puede modelizarse atendiendo a tres criterios distintos: -

Potencia constante (Pload (MW), Qload (MVAR)): introduciremos los datos de potencia activa y reactiva demandada por la carga en magnitudes reales. Son cero por defecto. Corriente constante (IPload (MW), IQload (MVAR)): Componente de potencia activa y reactiva en MW y MVAr, respectivamente, a la tensión de 1 p.u. Por defecto son cero.

-

Admitancia constante (YPload (MW), YQload (MVAR)): Componente de potencia activa y reactiva en MW y MVAr, respectivamente, a la tensión de 1 p.u. Por defecto son cero.

El modelo más ampliamente utilizado es el de potencia constante, pero en el caso de que se prefiera otros modelos, el usuario puede introducir directamente los datos de cargas de corriente constante (Iload) o admitancia constante (Yload), o bien utilizar CONL para convertir las cargas.

2.3. Generación (plantas y generadores) En un sistema real, lo habitual es que haya varias máquinas generadoras en las centrales eléctricas (plantas). Así, por ejemplo, una planta de 100 MVA podría incluir dos generadores de características distintas (uno de 40 MVA y otro de 60 MVA, por ejemplo). Por este motivo, en PSS/E hay que crear en primer lugar una planta antes de poder introducir en ella los generadores (máquinas). Cada nudo de tipo 2 ó 3 debe tener su correspondiente línea de datos de plantas y máquinas. Los datos de las plantas se introducen en la pestaña Plants: Bus Number, Bus Name: Datos del nudo al que está conectada la central. PGen (MW), QGen (Mvar): Potencia generada. Qmin, Qmax: Límites de potencia reactiva. Vsched (pu), Remote Bus Number: Consigna de regulación de tensión y nudo de regulación. Por defecto se asigna una consigna de 1 p.u. Si la central regula su propia tensión se asigna el valor cero en Remote Bus Number. Los generadores contenidos en la planta inyectarán la potencia reactiva necesaria para mantener el nivel de tensión en el nudo de regulación al valor deseado. Voltage (pu). Tensión en el nudo, en valores por unidad. RMPCT. Porcentaje de potencia reactiva necesaria para mantener la tensión de consigna en el bus controlado por el generador. Por defecto se asigna el valor 100. En caso de que haya otros equipos participando junto con la central en el mantenimiento de la consigna de tensión en un nudo, el valor de este parámetro es inferior a 100. De los datos anteriores sólo se introducen los que no aparecen sombreados, pues los sombreados se rellenan automáticamente. Por ejemplo la potencia generada por la planta (PGen (MW)) será la suma de las potencias generadas por las distintas máquinas de la planta. Los campos sombreados son campos de lectura (no son modificables). Una vez creada la planta, se introducen los datos de los generadores en la pestaña Machines: Bus Number, Bus Name: Datos del nudo al que está conectado el generador. Id: Código identificativo del generador (grupo). Status: Estado del grupo generador (en servicio o fuera de servicio). Por defecto aparece marcado (en servicio). Pgen (MW), Qgen (MVAR): Potencia activa y reactiva generada por la máquina. Si el nudo es PV (Code=2) el valor de la potencia activa generada será conocido, pero el valor de la potencia reactiva generada se ajustará al resolver el flujo de cargas, de manera que las máquinas generarán tanta potencia reactiva como sea necesaria para mantener los valores de tensión que se establecieron en VSched de cada planta. En el caso de que se trate de un nudo oscilante, tanto el valor de la potencia activa generada como el de la potencia reactiva se obtendrán después de resolver el flujo de cargas. La máquina del nudo oscilante generará tanta potencia activa como sea necesaria para compensar el balance de potencias del sistema. Pmax (MW), Pmin (MW): Límites de generación de potencia activa. Por defecto se asignan 9999 y –9999.

Qmax (MVAR), Qmin (MVAR). Límites de generación de potencia reactiva. Por defecto, se asignan 9999 y –9999. A través de esta pestaña se puede incluir información sobre la propiedad de la generación conectada en el bus (Owner1, Fraction1, Owner2, Fraction2, ...), e información necesaria para otro tipo de estudios. Así, se pueden detallar los valores de potencia base e impedancia del generador (Mbase (MVA), Rsource (pu), Xsource (pu)), introducir los datos del transformador elevador del grupo generador (RTran (pu), XTran (pu), Gentap (pu)), y especificar e valor de las impedancias de secuencia (RG-Pos (pu), XG-Pos (pu), RG-Neg (pu), XG-Neg (pu), RGZero (pu), XG-Zero (pu)). Nota: -

Todos los datos del generador en p.u. están referidos a la potencia base de la máquina (Mbase).

-

Los datos de propiedad de las máquinas deben normalizarse de manera que la suma de todas las fracciones sea 1.

2.4. Líneas Para introducir las líneas seleccionamos la pestaña Branches, donde introducimos los siguientes datos: From Bus, To Bus, From Bus Name, To Bus Name: Nudos entre los que está conectada la línea y nombre de los mismos. Id: Código identificativo del circuito, ya que una línea puede tener varios circuitos. Por defecto, vale “1”. Line R (pu), Line X (pu), Charging (pu): parámetros del modelo π de la línea (resistencia Rij, reactancia Xij y susceptancia total Bch, en la figura 3), en valores por unidad.

Figura 3. Modelo π de la línea utilizado por PSS/E. Status: Indica si la línea está conectada o desconectada. Aparecerá conectada por defecto. Metered: Nudo al que se asignan las pérdidas de la línea. Por defecto es el nudo origen (bus From). Rate A (MVA), Rate B (MVA), Rate C (MVA): Límites de capacidad de transporte de la línea en varios niveles (A, B o C). Line G From (pu), Line G To (pu), Line B From (pu), Line B To (pu): Servirían para poder modelar condensadores o reactancias conectados a los extremos de la línea (dispositivos de compensación conectados en los extremos de la línea y operados de forma conjunta con la línea). Hacen referencia a los parámetros Gli, Bli, Glj, Blj de la figura 3. Además de estos datos, se puede incluir información relativa a la longitud de la línea y propiedad de la misma (Length, Owner1, Fraction1, etc.) y la información de impedancias de secuencia necesaria para la realización de análisis de faltas (R-Zero (pu), X-Zero (pu) y B-Zero (pu), Zero Seq G Fom (pu)).

2.5. Transformadores PSS/E permite representar por separado los transformadores de dos y tres devanados.

Para transformadores de dos devanados, los datos necesarios se introducen en la pestaña 2 Winding Trans: From Bus, To Bus, From Bus Name, To Bus Name: Nudos entre los que está conectado el transformador y nombre de los mismos. Id: Código identificativo del transformador, en caso de conectar varios transformadores en paralelo. Por defecto, vale “1”. Name: Nombre del transformador Status: Estado del transformador (en servicio o fuera de servicio). Aparece marcada por defecto (en servicio). Metered: Nudo al que se asignan las pérdidas del transformador. Por defecto es el nudo origen (bus From). Winding 1 Side: Devanado primario del transformador (en el bus From o en el To). En el caso de que el transformador tenga cambio de tomas automáticas, este lado será el de las tomas, independientemente del nivel de tensión. Winding I/O Code: Indica las unidades de la relación de transformación: en p.u. de la tensión base del devanado, o en kV. Por defecto se asigna p.u. Impedance I/O Code: Código de selección de la forma en la que se introducen los datos de impedancia del transformador: -

Resistencia y reactancia en p.u. en la base del sistema. Es la opción que aparece por defecto.

-

Resistencia y reactancia en p.u. en la base del transformador (potencia nominal y tensión nominal del transformador).

-

Pérdidas del transformador en vatios, e impedancia en p.u., considerando como potencia base la especificada para el transformador y como tensión base la nominal.

Admittance I/O Code: Código de selección de la forma en la que se introducen los datos de la rama de magnetización del transformador: -

Conductancia y susceptancia en valores p.u. referidos a los valores base del sistema. Es la opción asignada por defecto.

-

Pérdidas del ensayo en vacío en vatios y corriente de vacío en p.u., considerando como potencia base la especificada para el transformador y como tensión base la nominal del devanado primario.

R (pu o Watts), X (pu): Resistencia y reactancia del transformador, en las unidades seleccionadas por Impedance I/O Code. Mag. G, Mag. B: Parámetros de la rama de magnetización e las unidades seleccionadas por Admittance I/O Code. Rate A (MVA), Rate B (MVA), Rate C (MVA): Límites de carga del transformador en varios niveles (A, B o C). Winding MVA: Potencia base del transformador. Por defecto se asigna la potencia base del sistema. Wnd 1 Ratio (pu or kV), Wnd 2 Ratio (pu or kV): Ratio del cambiador de tomas en los devanados primario y secundario, en las unidades seleccionadas mediante Winding I/O Code. Wnd 1 Nominal kV, Wnd 2 Nominal kV: Tensión nominal del devanado primario y secundario. Por defecto se asigna el valor 0 para indicar que se toman los valores de tensión base de los nudos entre los que se conecta el transformador. Wnd 1 angle (degrees): Ángulo de desfase del transformador. Por defecto se asigna 0º. Control Mode: Modo de control del transformador: •

sin control, es decir, con tomas en posición fija,

•

control de tensión (es el modo de control habitual cuando el transformador tiene cambio de tomas automáticas),

•

control de potencia reactiva,

•

control de potencia activa y

•

control de líneas DC.

El modo de control seleccionado se aplica de forma automática durante la solución del flujo de cargas mediante la activación de la casilla Auto Adjust. (Cuando se resuelva el flujo de cargas se deberá seleccionar el “Tap adjustment” en la posición “Stepping”, para que se produzca un ajuste de tomas del transformador de modo automático). Controlled Bus: Por defecto se asigna el valor 0 excepto en los transformadores que efectúen regulación de tensión, en cuyo caso se asigna el número del nudo cuya tensión es controlada por el transformador. La casilla Controlled Side define la posición del nudo que se va a controlar respecto al transformador. Tap Positions: Número de tomas del cambiador. Por defecto se asigna el valor 33. Rmax (pu or deg), Rmin (pu or deg): Definen los límites superior e inferior de: -

La relación de transformación, en p.u., de la tensión nominal del devanado primario, o la tensión del primario en kV, cuando el transformador efectúa control de tensión o de potencia reactiva.

-

El ángulo de desfase del transformador cuando controla el flujo de potencia activa.

Nota: Solo es posible cambiar la relación de tomas o el ángulo de desfase en el devanado primario (el que se haya definido en Winding 1 Side). Vmax (pu, MW, or MVAR), Vmin (pu, MW, or MVAR): Definen los límites superior e inferior de: -

La tensión de consigna en el nudo controlado, en p.u., cuando el transformador efectúa un control de tensión.

-

El flujo de potencia activa cuando se activa el control de la misma.

-

El flujo de potencia reactiva cuando se activa el control de potencia reactiva.

Owner 1, Fraction 1, ....: Información sobre la propiedad del transformador. R-Zero (pu), X- Zero(pu): Resistencia y reactancia de secuencia homopolar. Connect code: Grupo de conexión del transformador (1: Yg-Yg; 2: Yg-d; 3: D-yg; 4: Y-y; 5: Yd; 6: D-y; 7: D-d, etc.). R-Ground (pu), X-Ground (pu), R-Ground 2 (pu), X-Ground 2 (pu): Valores de la resistencia y reactancia de puesta a tierra de los devanados. Impedance Table, Actual Impedance: Permiten aplicar correcciones en la impedancia del transformador, en función de la relación de transformación. Load Drop Comp R (pu), Load Drop Comp X (pu): Permiten incluir elementos de compensación de la caída de tensión.

Los transformadores de tres devanados pueden modelizarse como un conjunto de tres transformadores de dos devanados, a través de la pestaña “2 Winding Trans, o introduciendo los valores de las impedancias obtenidas en los ensayos de cortocircuito del transformador a través de la pestaña 3 Winding Trans. En este caso PSS/E trata el transformador internamente como un conjunto de tres transformadores de dos devanados conectados a un nudo interno. A través de la pestaña Windings se accede a la información de cada uno de los tres transformadores de dos devanados.

Una vez introducidos todos los parámetros del caso, se debe guardar con la opción File =>Save or Show => Case Data. De esta forma, el caso se guarda en un fichero binario con la extensión .sav. La pestaña Power Flow Raw Data guarda el caso en un fichero de texto con la extensión .raw, lo que permite visualizar el fichero utilizando cualquier editor de texto.

3.

SOLUCIÓN DEL FLUJO DE CARGAS

Seguimos la siguiente ruta para resolver el flujo de cargas: Power Flow => Solution => Solve (NSOL/FNSL/FDNS/GSLV/MSLV) PSS/E permite resolver un flujo de cargas utilizando distintos algoritmos: -

-

Métodos de Newton-Raphson: o

Newton-Raphson (Full Newton-Raphson - FNSL)

o

Newton-Raphson desacoplado (Decoupled Newton-Raphson - NSOL)

o

Newton-Raphson desacoplado rápido (Fixed slope decoupled Newton-Raphson - FDNS)

Métodos de Gauss-Seidel: o

Gauss-Seidel (SOLV)

o

Gauss-Seidel Modificado (Modified Gauss-Seidel – MSLV)

En general, los métodos de Newton Rapshon son más rápidos en casos “bien condicionados”, es decir, en aquellos casos en los que se parte de una estimación inicial buena. Pero tienen el inconveniente de ser intolerantes a errores en los datos o en los valores de tensión y no indican la causa de fallo en la convergencia. Pueden presentar problemas de convergencia cuando los límites de reactiva son estrictos. Por el contrario los métodos de Gauss-Seidel son tolerantes a errores en los datos o valores de tensión inadecuados y en caso de fallo indica el área del sistema que presenta problemas. Tienen el inconveniente de que la convergencia es lenta y el número de iteraciones necesarias crece con el tamaño del sistema y son sensibles a factores de aceleración. SOLV no admite valores negativos de reactancias.

En los cuadros de diálogo que aparecen es posible ajustar las tomas y el ángulo de fase de los transformadores (Tap adjustment y Adjust phase shift, o Adjust taps), controlar el intercambio de potencia entre áreas (Area interchange control), considerar los límites de potencia reactiva de los generadores (VAR limits o Ignore VAR limits), aplicar un perfil plano de tensiones como estimación inicial (Flat start), efectuar el ajuste de tomas de corriente continua (Adjust DC taps) o ajustar las baterías de condensadores y bobinas (Adjust switched shunts). Por ejemplo, cuando estemos utilizando transformadores con tomas deberemos seleccionar Tap adjustment en la posición Stepping o Direct, pero mientras no usemos transformadores con tomas, se mantendrán bloqueadas con Lock taps.

Para resolver el caso, se pulsa el botón Solve, apareciendo en la ventana de progreso un pequeño informe sobre la convergencia de la solución, indicando el número de iteraciones, el mismatch obtenido, etc. El mismatch en cada bus del sistema se define como: Smismatch = Sgen - Scarga - Sshunt - Slíneas Al resolver el flujo de cargas se reduce el mismatch existente en cada nudo, alcanzándose una solución exacta del flujo de cargas cuando el mistmatch se anula en todos los nudos del sistema. El valor del mismatch es una indicación de la convergencia del algoritmo y deberá ser inferior a una tolerancia previamente especificada para encontrar una solución válida. La tolerancia se puede cambiar en Power Flow => Solution => Parameters... Es posible obtener un resumen del caso antes de resolver el flujo de cargas mediante:

Powerflow => List Data => By category = Powerflow => Case summary Una vez resuelto el flujo de cargas, para ver los resultados generamos un informe: Power Flow => Reports => Bus based reports… => Go Este informe muestra los resultados del flujo de cargas, indicando las tensiones de los nudos, ángulos, generación y demanda en cada nudo, y el flujo de potencia activa y reactiva hacia otros nudos a través de las líneas y/o transformadores conectados en el nudo (nudo From → nudo To). El sentido de circulación de los flujos de potencia se representa mediante signos, de manera que un valor de potencia positivo indica que la potencia sale del nudo y un valor negativo, que entra en el nudo.

Para conocer el valor de las pérdidas en cada una de las líneas, bastaría con calcular la diferencia entre la potencia que sale de un nudo y la que llega al otro nudo. Si sumásemos las pérdidas de cada una de las líneas obtendríamos las pérdidas totales del sistema. Sin embargo, se pueden calcular las pérdidas totales de un área haciendo un informe de resultados por áreas. Power Flow => Reports => Area / owner / zone totals… => Go

Una vez obtenida la solución del flujo de cargas, con la opción Limit checking reports, del menú Power Flow => Reports, es posible: -

Comprobar la existencia de líneas y/o transformadores sobrecargados (Branches).

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Comprobar la presencia de nudos con valores de tensión fuera de un determinado intervalo (Out-of-limit bus voltage).

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Obtener las condiciones de carga y de tensión en los nudos generadores (Generator bus).

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Obtener las condiciones de carga y tensión en los terminales de los generadores, si el transformador elevador se ha incluido como parte de los datos del generador (Machine terminal).

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Evaluar el nivel de generación de potencia reactiva de los generadores, con respecto a los límites establecidos por la curva de funcionamiento para la potencia activa generada (Reactive capability).

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Obtener las condiciones de tensión en los nudos cuyo valor de tensión es controlado por generadores, transformadores, baterías de condensadores, etc. (Regulated buses).

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Obtener los resultados de la tensión y la relación de transformación, del flujo de potencia activa o reactiva de los transformadores que pueden efectuar regulación de tensión, de potencia activa o reactiva, junto con los limites de regulación establecidos en el caso (Controlling transformers).