Logo Studenta

Analisis de sistemas de potencia Resumen 139 - ArturoSelect

Vista previa del material en texto

A;	PROBLEMAS 553
penalización más alto y cuál el más bajo? Encontrar el valor de penalización de la planta 1 si el costo por hora para incrementar la carga suministrada total en 1 MW es de $12.0.
13.1. Un sistema de potencia tiene dos plantas generadoras y los coeficientes B correspondientes a la ecuación (13.37), que están dados en por unidad sobre la base de 100 MVA, son
	5.0
-0.03
	1
00 o o o
	0.15
0.20
	0.15
	0.20
	0.06
X 10"3
Los costos increméntales de combustible en $/MWh de las unidades generadoras en las dos plantas son
df.	df2
Aj =	= 0.012Pgl + 6.6 A2 = —- = 0.0096Pg2 + 6.0
urgy	arg2
Encontrar los factores de penalización de cada planta si la planta 1 suministra 200 MW y la planta 2 suministra 300 MW. ¿Es éste un despacho económico? Si no, ¿qué salida de planta se debe incrementar y cuál reducir? Explicar por qué.
13.2. Realice los cálculos necesarios durante la primera iteración para obtener un valor actualizado de 1, usando como valor inicial de la 1 del sistema $10.0/MWh en el ejemplo 13.4.
13.3. Supóngase que la barra @ del sistema de cuatro barras es una de generador y al mismo tiempo de carga. Definiendo la corriente de generación y una corriente de carga en la barra (2) [como se muestra en la figura 13.5c)], encuentre la matriz de transformación C para este caso en la forma mostrada en la ecuación (13.31).
13.4. El sistema de cuatro barras que se muestra en la figura 13.5 tiene los datos de barras y líneas
dados en la tabla 13.2. Supóngase que los datos de barra se modifican ligeramente de manera que, en la barra (2), la generación P es de 4.68 por unidad y las Py Q son 1.5 por unidad y 0.9296 por unidad, respectivamente. Encontrar la solución del flujo de potencia correspondiente a estos datos de barra modificados, usando los resultados de la tabla 13.3. También, encuentre los coeficientes B de este problema modificado en el que hay carga y generación en la barra (2), usando la solución del problema 13.10.	?
13.5. Tres unidades generadoras operan en paraleló a 60 Hz teniendo valores nominales de 300, 500 y 600 MW y tienen características velocidad-pendiente decreciente de 5,4 y 3%, respectivamente. Debido a que se presenta un cambio de carga, se experimenta un incremento en la frecuencia del sistema de 0.3 Hz antes de que ocurra cualquier acción de control suplementario. Determine la cantidad de cambio en la carga del sistema y también la cantidad de cambio en generación de cada unidad para absorber el cambio de carga.
13.6. Un sistema de 60 Hz que consiste en tres unidades generadoras descrito en el problema 13.12, se conecta a un sistema vecino por una línea de interconexión. Suponga que un generador en el sistema vecino sale de servicio y que el flujo en la línea de interconexión se incrementa del valor programado de 400 MW a 631 MW. Determine el incremento en generación de cada una de las tres unidades y encuentre el ECA de este sistema cuya desviación en frecuencia es de -58 MW/ 0.1 Hz.
6.14 Suponga que toma 5 minutos para que el CAG del sistema de potencia del problema 13.13 envíe
554 CAPÍTULO 13 OPERACIÓN ECONÓMICA DE SISTEMAS DE POTENCIA
señales a las 3 unidades para que incrementen su generación, a fiñ'dé restaurar la frecuencia del sistema a 60 Hz. ¿Cuál es el error en tiempo en segundos en el que se incune durante este periodo de 5 minutos? Suponga que la desviación inicial en frecuencia permanece igual durante el periodo de restauración.
6.15 Resuelva el ejemplo 13.8 cuando el nivel de carga del sistema es de 1300 MW.
6.16 Si los costos de conexión de las cuatro unidades del ejemplo 13.9 se cambian a $2 500, $3 000, $3 400 y $2 600 y los de desconexión a $1 500, $1 200, $1 000 y $1 400, respectivamente, encontrar la política óptima de demanda de unidad. Supóngase que todas las otras condiciones permanecen sin cambio.
6.17 Se espera que la demanda durante el segundo intervalo del día se incremente de 1400 a 1800 MW para el sistema descrito en el ejemplo 13.9, debido a una requisición de compra de 400 MW, a corto plazo, por parte de una compañía vecina. Suponga que las otras condiciones permanecen sin cambio y encuentre la política óptima de demanda de unidad y el costo de operación total asociado para ese día.
6.18 Supóngase que la unidad 4 del ejemplo 13.9 va a ser desconectada del sistema por un periodo de 8 h, comenzando en el quinto intervalo del día, con el fin de hacerle un trabajo de reparación
. menor. Determine la política óptima de demanda de unidad para alimentar la carga del sistema de la figura 13.11 y el incremento en el costo de operación para ese día.
FIGURA 13.15
Diagrama de transición de estado para el problema 13.19.
TABLA 13.7 Matriz de costos (o distancias) fy entre los estados (o nodos) (7) y Q) de la figura 13.15
PROBLEMAS 555
13.19. En la figura 13.15 se muestra un diagrama similar al de la figura 13.14 en el que las ramas directas representan transiciones de un estado a otro (representados por nodos). Asociado con cada rama dirigida (/, j) está el costo fy(k) definido en la ecuación (13.72). Los valores de fy(k) se dan en la tabla 13.7. Obsérvese que el índice k de f^k) no es importante en este momento y por lo tanto, será omitido. Si el valor de fy se interpreta como la distancia entre los estados i yj, entonces el problema de demanda de unidad es encontrar la trayectoria más corta desde el origen (representado por el nodo (T)) al destino, que se representa por el nodo (w). Un problema de esta naturaleza se denomina problema de etapas expertas. Escriba la ecuación de recurrencia hacia atrás similar a la ecuación (13.75) y resuelva el problema empezando los cálculos en el destino y después moviéndose hacia el origen.
En la recurrencia hacia adelante, el proceso empieza en el origen y se mueve hacia el destino. Escriba la ecuación de recurrencia hacia adelante, resuelva el problema y verifique los resultados con los obtenidos en el procedimiento de programación dinámica hacia atrás.
CAPÍTULO
14
MÉTODOS DE
r7 TT'XT
Abarra
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
Cuando se conecta o se desconecta una línea del sistema por medio de los interruptores, las corrientes de línea se redistribuyen a través de la red y los voltajes de las barras cambian. Los nuevos voltajes de barra y corrientes de línea en estado estable, se pueden predecir a través del llamado programa de análisis de contingencias. Los modelos de redes a gran escala que se usan para la evaluación de contingencias (como los que se usan en cálculos de fallas) no tienen que ser exactos porque los diseñadores y operadores del sistema, que tienen que revisar cientos de estudios en un corto periodo, están más interesados en saber si hay niveles de sobrecarga de corriente y voltajes fuera de límite que en los valores exactos de esas cantidades. Debido a esto, se hacen aproximaciones. Con frecuencia, se considera que la resistencia es despreciable y así, el modelo de la red es puramente reactivo. Por lo regular también se omiten la carga de la línea y las derivaciones con cambios no nominales de los transformadores. En muchos casos se consideran satisfactorios los modelos lineales y entonces, se emplea el principio de superposición. Los métodos de análisis de contingencia que utilizan la Zbarra y la Ybarra del sistema, se hacen atractivos desde el punto de vista computacional, especialmente si las cargas se pueden considerar como inyecciones de corriente constantes en las diferentes barras del sistema.
Se puede simular la eliminación de una línea de servicio en el modelo del sistema al sumar el negativo de la impedancia serie de la línea entre sus dos barras extremas. Así, en la sección 14.1 se desarrollan algunos métodos para examinar los efectos de estado permanente al añadir líneas a un sistema existente. Se introduce el concepto de corrientes compensadoras que permite el uso de la Zbarradel sistema existente sin tener que modificarla. En la sección 14.2 se muestra una aplicación particular de esta aproximación a sistemas de potencia interconectados.

Otros materiales