Analisis de sistemas de potencia Resumen 134 - ArturoSelect

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13.6 CONTROL AUTOMÁTICO DE LA GENERACIÓN 533
factores de penalización. Los factores de penalización se trasmiten a la sección (posición 9) que establece las salidas individuales de las plantas para el despacho económico y la generación total deseada de la planta.
Otro punto de importancia (no indicado en la figura 13.8), es la desviación en el intercambio de potencia total programado que varía proporcionalmente con respecto al error de tiempo, que es la integral del error en frecuencia en por unidad sobre el tiempo dado en segundos. La desviación está en la dirección que ayuda a reducir la diferencia integrada a cero y por lo tanto, conserva la exactitud de los relojes eléctricos.
Ejemplo 13.6. Dos unidades generadoras térmicas están operando en paralelo a 60 Hz para alimentar una carga total de 700 MW. La unidad 1, que tiene una salida nominal de 600 MW y característica de 4% de pendiente decreciente, suministra 400 MW, y la unidad 2, que tiene una salida nominal de 500 MW y 5% de pendiente decreciente, suministra los restantes 300 MW de la carga. Determine la nueva cargabilidad de cada unidad y el cambio común de frecuencia antes de que ocurra cualquier acción de control suplementaria, si la carga total se incrementa a 800 MW. Desprecie las pérdidas.
Solución. El punto inicial de operación a sobre la característica de regulación de velocidad de cada unidad se muestra en la figura 13.9. La ecuación (13.66) da, para un incremento de carga de 100 MW, la desviación en por unidad de la frecuencia
A/ -100
77 = W	500	 0.004 por unidad
(k04 + (H)5
Como fR es igual a 60 Hz, el cambio en frecuencia es de 0.24 Hz y la nueva frecuencia de operación es 59.76 Hz. El cambio de carga distribuido a cada unidad está dado por la ecuación (13.67)
600/0.04
AP«1 = “600	500"100 = 60 MW
04 + 05
500/0.05
600	500 100 = 40MW
0.04 + 0.05
y así, la unidad 1 suministra 460 MW, mientras la unidad 2 suministra 340 MW en los nuevos puntos de operación b mostrados en la figura 13.9. Si se aplica control suplementario solamente a la unidad 1, todo el incremento de carga de 100 MW puede absorberse por esa unidad al desviar su característica a la posición final de 60 Hz en el punto c de la figura 13.9. Entonces, la unidad 2 regresaría automáticamente a su punto de operación original para alimentar 300 MW a 60 Hz.
El gran número de generadores y gobernadores que hay dentro de un área de control se combinan para dar una característica extra potencia-velocidad gobernada para el área tomada como un todo. Frecuentemente, se supone que esta característica del área es lineal para cambios relativamente pequeños de carga y se trata como el de una unidad de capacidad igual a la de la generación prevaleciente en el área. Sobre esta base, el siguiente ejemplo
Frecuencia
534 CAPÍTULO 13 OPERACIÓN ECONÓMICA DE SISTEMAS DE POTENCIA
FIGURA 13.9
Repartición de carga entre dos unidades de diferentes características velocidad-pendiente decreciente. Los puntos a muestran la distribución inicial de la carga de 700 MW; los puntos b muestran la distribución de la carga de 800 MW a 59.76 Hz y los puntos c muestran los de operación final de las unidades después del control suplementario de la unidad 1.
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demuestra la operación en estado estable de un CAG para un sistema de tres áreas en el cual se desprecian las pérdidas.
Ejemplo 13.7 Tres áreas de control con sistemas de CAG autónomos comprenden el sistema de 60 Hz interconectado que se muestra en la figura 13.10a). Las características agregadas velocidad-pendiente decreciente y las capacidades de generación de las áreas son
	Área/Í:
	RÁU - 0.0200 por unidad;	= 16 000MW
	Área B:
	RBu - 0.0125 por unidad;	= 12 000 MW
	Área C:
	RCu = 0.0100 por unidad; SRC = 6 400 MW
Cada área tiene un nivel de carga igual al 80% de su capacidad nominal. Por razones económicas, el área C está importando 500 MW de sus requisitos de carga del área B, y 100 MW de este intercambio pasan por las líneas de interconexión del área A, que tiene un intercambio programado nulo. Determine la desviación en frecuencia del sistema y los cambios de generación de cada área cuando un generador totalmente cargado de 400 MW se ve obligado a estar fuera de servicio en el área B. Los valores seleccionados de desviación en la frecuencia del área son
BfA = -1200 MW/0.1 Hz
BfB = -1500 MW/0.1 Hz
BfC = - 950 MW/0.1 Hz
Determine el ECA de cada área antes de que empiece la acción del CAG.
Solución. La pérdida de la unidad de 400 MW la ven los otros generadores que están operando como un incremento de carga y así, la frecuencia del sistema decrece al valor determinado a partir de la ecuación (13.66) como
A/ fR 16000
0.0200
-400
12000“
0X1125
6400
0.010Ó
-IO"3
—-— por unidad
6
Por lo tanto, la frecuencia decrece en 0.01 Hz antes de la acción inicial del gobernador, y los generadores que están todavía en operación incrementan sus salidas de acuerdo a la ecuación (13.63); esto es,
16000
0.0200
IO"3
X ~6~
= 133 MW
12000
0.0125
10~3
X ~6~
= 160 MW
6400
0.0100
10"
X ~6
= 107 MW
536 CAPÍTULO 13 OPERACIÓN ECONÓMICA DE SISTEMAS DE POTENCIA
FIGURA 13.10
a) Operación normal a 60 Hz del sistema de tres áreas del ejemplo 13.9; b) generación incremental y flujos en la línea de interconexión que resultan de la pérdida de la unidad de 400 MW en el área B antes de la acción del CAG.