gr1-pr2-inf-subgr-4-nota-47

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. Universidad Tecnológica de Pereira. Laboratorio de sistemas de potencia. 1 
 
 
Control para Flujo de Potencia 
Autor 1: Federico Leal Tobón Autor 2: Jose Miguel Millán 
Facultad de ingenierías, Universidad tecnológica de Pereira, Pereira, Colombia 
Correo-e: fede_leal512@utp.edu.co, josemiguel@utp.edu.co 
 
Resumen— A continuación, se presentarán el desarrollo del informe de la practica 1 del laboratorio de sistemas de 
potencia, donde se analizarán los resultados obtenidos en los sistemas planteados en la práctica e implementarlos 
en el software de simulación NEPLAN, con la finalidad de entender el funcionamiento del programa y de la 
regulación de sistemas de potencia cuando se desea controlar el flujo de carga. 
 
Palabras clave— NEPLAN, generador, elementos, sistemas de potencia, modelo, flujo de carga, Compensación de 
reactivos. 
 
 
I. INTRODUCCIÓN 
 
En un sistema de potencia, el control del flujo de potencia es muy importante pues de este dependen las 
tensiones nodales de todo el sistema y la distribución de potencia en los generadores, hay ocasiones en las que 
la caída de tensión en cierto nodo es vital que sea un cierto valor, al tener la capacidad de controlar el flujo de 
potencia del sistema, es posible controlar la tensión en ese nodo mediante el uso de transformadores con taps, 
compensadores de reactivos, condensadores síncronos entre otros. 
 
II. PROCEDIMIENTO 
A. Se inició NEPLAN y se implementó el sistema de la Figura 1 con la información descrita en la 
Tabla 1, Tabla 2 y en la Tabla 3 con una potencia base de 100MVA. 
 
Figura 1 Sistema IEEE de 9 nodos tomado de [CITATION Uni \l 9226 ] 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 1 Datos de las barras 
No 
d 
Vno 
m 
(kV) 
Vmi 
n 
(%) 
Vmá 
x 
(%) 
Tip 
o 
Vop 
(%) 
Pd 
(MW 
) 
Qd 
(MVar 
) 
1 16,5 90 110 SL 104 
2 18 90 110 PV 102, 
5 
 
mailto:fede_leal512@utp.edu.co
mailto:josemiguel@utp.edu.co
 
Universidad Tecnológica de Pereira. Laboratorio de sistemas de potencia 
 
3 13,8 90 110 PV 102, 
5 
 
4 230 90 110 PQ 
5 230 90 110 PQ 125 50 
6 230 90 110 PQ 90 30 
7 230 90 110 PQ 
8 230 90 110 PQ 100 35 
9 230 90 110 PQ 
 
Tabla 2 Datos de los generadores 
Nodo Vnom 
(kV) 
Snom 
(MVA) 
Pop 
(MW) 
1 16,5 247,5 
2 18 192 163 
3 13,8 128 85 
 
Tabla 3 Datos de los tramos 
Tramo R(p.u.) X(p.u.) B(p.u.) 
4-5 0,01 0,085 0,176 
4-6 0,017 0,092 0,158 
3-7 0,032 0,161 0,306 
6-9 0,039 0,17 0,358 
7-8 0,0085 0,072 0,149 
9-8 0,0119 0,1008 0,209 
 
En NEPLAN se asignó el nombre de “CasoBase” a este sistema, y a partir de ahí se crearon las sub-variantes 
mostradas en la Figura 2. 
 
Figura 2 Sub-variantes de la simulación. 
Para el caso base se obtuvieron los siguientes resultados: 
Potencia reactiva: 
• G1: -27,016 MVar 
• G2: -6,619 MVar 
• G3: 10,74 MVar (Absorbida) 
• Peridas activas en el sistema: 4,6407 MW 
• Perdidas reactivas en el sistema: -92,1052 MVar (Sin tener en cuenta generadores) 
 
El signo negativo en las perdidas reactivas del sistema sin tener en cuenta los generadores indica que esa 
potencia está siendo almacenada en los capacitores del sistema (En este caso, las capacitancias de las líneas). 
 
B. Para la sub-variante “limitesG2”, se editaron los límites de generación de potencia reactiva 
generada por el generador G2 con Qmin=-3 MVar y Qmáx=3 MVar. 
 
Los resultados de la potencia reactiva en el sistema fueron: 
• G1: -29,384 MVar. 
• G2: -MVar. 
 
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• G3: 8,8086 MVar (Absorbida). 
• Perdidas activas en el sistema: 4,6906 MW. 
• Perdidas reactivas en el sistema: -90,7015 MVar. 
 
C. Para la sub-variante “limitesG3”, se editaron los límites de generación de potencia reactiva 
generada por el generador G3 así: Qmin= -7 MVar y Qmáx=7 MVar. Los datos obtenidos fueron: 
• G1: -24,777 MVar 
• G2: -4,028 MVar 
• G3: 7 MVar (Absorbida) 
• Perdidas activas: 4,6168 MW. 
• Perdidas reactivas: -93,1952 MVar. 
 
D. Después de realizado esto, en la sub-variante “Compensación” se aumentó el valor de la 
demanda al doble, tanto en potencia activa como en reactiva. 
 
Una vez hecho esto se observó que la tensión en el nodo 5 es de 87,11%. 
 
Para este caso se observó que las pérdidas activas en el sistema fueron de 17,2008 MW y las pérdidas 
reactivas en el sistema fueron de 133,7022 MVar. 
 
Para aumentar esa tensión al 95%, en la sub-variante “Compensación Reactiva” se conectó una máquina 
síncrona y se le asignó la clasificación de PV, con una tensión de operación de 95% y una potencia de 
generación igual a 0, en la potencia aparente se asignó un valor grande y un factor de potencia nominal de 0,9. 
Una vez hecho esto se corrió el flujo de potencia, una vez hecho esto se observó que la tensión en el nodo 5 
era ahora de 95%, la potencia reactiva generada por la máquina síncrona fue de 69 MVar. 
 
Al correr el flujo de potencia se observaron las pérdidas activas en el sistema que fueron de 14,2133 MW y 
las pérdidas reactivas del mismo fueron de 89,7039 MW. 
 
Para este caso se puede observar que las pérdidas reactivas y activas disminuyen respecto al caso 
Compensación, porque debido a que hay menor flujo de reactivos hasta el nodo 3 (Pues hay 69 MVar 
inyectados directamente en el nodo que no necesitan circular por las líneas), las corrientes disminuyen, 
disminuyendo con esto las pérdidas en las líneas. 
 
E. Una vez hecho lo anterior, en la sub-variante se conectó un banco de capacitores en el 
mismo nodo en el que se conectó la máquina síncrona del literal D. inyectando una potencia 
reactiva de 69 MVar, una vez corrido el flujo de carga se observó que la tensión en el nodo 5 era 
también de 95%. 
 
F. En la sub-variante Taps se incrementó la demanda al doble, pero como esta adición fue la 
misma que se hizo en la sub-variante compensación, se procedió por hacer que la sub-variante Taps 
fuera sub-variante de compensación y no del caso base como está indicado en la guía del 
laboratorio. 
 
Una vez hecho lo anterior se configuró el valor del tap en el transformador conectado al nodo slack de 
acuerdo con los parámetros de la Tabla 4. 
 
Se ajustó manualmente el tap en 13% obteniendo una tensión en N4=99,99% y en el nodo N5 de 91,44%. 
 
Tabla 4 Parámetros para el transformador conectado al nodo Slack. 
Tap mínimo - 
20 
Tap máximo 20 
Tap Nominal 0 
Delta V% 0,5 
 
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G. Después se presionó ALT+P para abrir la ventana parámetros fluje de carga y se habilitó la 
opción “Actualizar tapo per con valores calc”, luego en la configuración de regulación del 
transformador se habilitó la opción “Cambiar tap bajo carga” y adicionalmente se colocó el voltaje 
objetivo en 102%. También se habilitó la opción Secundario pues ahí estaba conectado el nodo 4 en 
el recuadro “Nodo Voltaje Controlado”. 
 
Partiendo de la sub-variante taps_2. Se creó una copia del transformador conectado al nodo Slack y se 
conectó dicho transformador en paralelo. Para uno de los transformadores se realizó la configuración de la 
Tabla 4 con un tap actual de 4 y para el otro se realizó la misma configuración cambiando Delta V%=1 y tap 
actual de 0. En los límites del transformador se habilitó en ambos la opción “Evaluación según Sr” y se 
estableció un límite de 220 MVA. 
 
H. Se habilitó la opción de “Cambiar tap bajo carga” para ambos transformadores y se ajustó 
un Vobj% de 105 para ambos y se habilitó la opción “Actualizar tapo per con valores calc” en la 
ventana parámetros de flujo de carga. 
 
I. A partir de la sub-variante Taps, se creó otra sub-variante llamada “Control remoto”, y se 
utilizó el control remoto de tensión del transformador conectado al nodo 2 para incrementar la 
tensión en el nodo 5 a 0,95 p.u. Para esto se utilizó un DeltaV=5%, Tap min=-10, Tap max=10. 
 
 
J. Se implementó en NEPLAN el sistema AC de la Figura 3. Al correr el flujode carga se 
observaron las pérdidas en la interconexión, que fueron de: 
 
• Pérdidas activas: 173,9941 MW 
• Pérdidas reactivas: 1040,652 MVar 
• Potencia aparente de perdidas: 1055,0974 MVA 
 
Figura 3 Simulación de la interconexión de 2 países. 
 
K. Se implementó en NEPLAN el sistema DC de la Figura 4. 
Al correr el flujo de carga se observaron las perdidas en la interconexión, las cuales fueron de: 
• Perdidas activas: 135 MW 
• Perdidas reactivas: 2496,332 
• Potencia aparente de perdidas: 2499,9797MVA. 
 
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Figura 4 Simulación de la interconexión de 2 países por medio de una línea HVDC. 
 
 
 
 
 
 
 
 
III. INFORME 
 
A. Se puede observar, comparando los datos del procedimiento, literales A y B (Caso base y 
caso limitesG2), que al fijar la potencia reactiva en el generador 2, la inyección del mismo generador 
disminuye, esto hace que el generador G1 y G3 compensen esta disminución aumentando su 
potencia generada. 
 
B. Con respecto al caso base y el caso limiteG3 (Literales A y C del procedimiento), G3 absorbe 
menos, y los generadores G1 y G2 también, pero esta potencia generada no es suficiente para suplir 
las cargas, entonces las líneas y transformadores suplen los reactivos faltantes. 
 
C. En el caso base, la potencia reactiva neta de los tres generadores es de 22,895 MVar 
mientras que en el caso limitesG3, la potencia neta es de 21,805 MVar, la diferencia radica en la 
potencia reactiva neta de las líneas y transformadores que al sumarse con la potencia reactiva de 
los generadores debe ser igual a la potencia reactiva demandada por las cargas, es decir, al sumar la 
potencia neta en generadores, líneas y transformadores en ambos casos debe dar exactamente 
igual como se puede ver a continuación. 
 
Caso Base: 
 
QGenb=QDem−QPé rb (1) 
 
Caso G3: 
 
QGenG 3=QDem−Qp é rG 3 (2) 
La potencia reactiva demandada para ambos casos es la misma pues las cargas no cambian de un caso a otro, 
despejando la potencia reactiva demandada en ambos casos e igualando se tiene: 
 
QGenb +QPé rdB=QGenG 3 +Qpé rG3 (3) 
 
En donde QGenb es la potencia reactiva neta generada en el caso base, mientras que Qpérdb es la 
potencia reactiva perdida en el caso base que corresponde a la potencia neta en líneas y transformadores. 
 
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Reemplazando con los valores obtenidos se obtiene: 
 
QGenb=(−27,016−6,619+10,74 ) MVar =−22,8950 MVar QP é rdb=−92,1052 MVar 
QGenG 3=(−24,777−4,028+ 7) MVar=−21,8050 MVar QP é rdG3=−93,1952 MVar 
Al reemplazar en la Ec. (3) se tiene que: 
 
−22,8950−92,1052=−21,8050−93,1952 (4) 
−115,0002 MVar=−115,0002 MVar (5) 
Lo cual corresponde (según la Ec. (1) y (2)) a la potencia reactiva demandada por las cargas. 
 
D. Para el caso limitesG3, el exceso de reactivos trae consigo cambios en las tensiones, al 
analizar las variaciones relativas por tensión de cada nodo (el cociente entre la diferencia de las 
tensiones del caso base y limitesG3 con las tensiones del caso base) se puede notar que los nodos 
más afectados son los más cercanos al generador G3 que es el que cambió sus límites, a medida que 
se alejan de este generador, la perturbación disminuye. La distancia se midió en cantidad de nodos. 
Esto es un indicio de que la impedancia entre el nodo en el que se presenta la perturbación y el 
nodo analizado altera el grado de variación en el nodo analizado. Ver Tabla 5 Comparación entre la 
distancia al nodo donde se presenta la contingencia y la variación relativa de cada tensión. 
 
 
Tabla 5 Comparación entre la distancia al nodo donde se presenta la contingencia y la variación relativa de cada tensión. 
Nodo V Base 
V 
limiteG3 
Variación 
relativa 
Distancia al 
nodo 3 
N3 14,145 14,255 0,778% 0 
N9 237,459 238,779 0,556% 1 
N8 233,663 234,446 0,335% 2 
N6 232,92 233,605 0,294% 2 
N7 235,932 236,293 0,153% 3 
N5 229 229,336 0,147% 4 
N4 235,935 236,22 0,121% 3 
N1 17,16 17,16 0,000% 6 
N2 18,45 18,45 0,000% 4 
 
E. Al correr el flujo de carga en el literal F del procedimiento se observaron los siguientes 
resultados: 
 
• VN4 (%): 95,05 
• VN5 (%): 87,1 
 
Comparado con el caso base en el que los resultados para los mismos nodos que fueron de: 
 
• VN4 (%): 102,58 
• VN5 (%): 99,57 
 
Se puede observar que la regulación de tensión empeora, esto es debido al aumento de la demanda que 
aumenta las pérdidas en las líneas al circular una mayor corriente por ellas para suplir esta nueva demanda. 
 
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F. Se corrió el flujo de carga en el literal G del procedimiento y se observó que el valor del tap 
fue de 19, la tensión en N4 fue de 102,3% y la tensión en N5 fue de 93,29%. Debido a que el paso 
del tap es discreto, no se llegó exactamente al mismo valor, es decir, posiblemente el valor del tap 
debiera se de 18,5% pero el tap solo podía tomar 18% o 19%, así que el tap se ajustó al valor para el 
cual se obtuviera un mejor nivel de tensión. 
 
G. Se ejecutó el flujo de carga del literal G del procedimiento y se observó que hubo una 
sobrecarga de los transformadores además de flujos de potencia distintos en cada transformador 
(P1=196,377MW P2=200,304 MW Q1=103,344MVar Q2=67,855MVar ΔP=3,9270MW ΔQ=35,48490 
MVar). Para garantizar el mismo flujo de potencia en ambos trafos, los taps deben cambiar en los 
mismos pasos y además tener la capacidad de operar bajo carga. 
 
H. Al ejecutar el flujo de carga del literal H se observó que el flujo de potencia en ambos 
transformadores se acercaba más entre sí (P1=198,229MW P2=197,294 Q1=91,235 Q2=99,662 
ΔP=0,9350MW y ΔQ=8,4270MVar). 
 
I. Al ejecutar el flujo de potencia en el literal I del procedimiento se encontró que la tensión 
en el nodo 5 fue de 95,05% lo cual corresponde al valor del control remoto ajustado en el 
transformador conectado al nodo 2. 
 
J. Se puede observar que aunque en la interconexión DC no existen pérdidas reactivas en las 
líneas debido a que circula una corriente DC, las pérdidas reactivas total del sistema de 
interconexión se deben a los convertidores, lo que hace que en total, las perdidas en el sistema DC 
sean mayores que en el sistema de transmisión AC, sumándole a esto el costo añadido de los 
convertidores necesarios para la interconexión DC, para este par de países no es viable la 
interconexión por línea DC, y es más efectiva la interconexión AC. 
 
K. En el caso de que el país B opere a una frecuencia de 50 Hz, se hace inviable la 
interconexión por línea AC debido a la diferencia de frecuencias en ambos sistemas de potencia que 
al ser equiparables en potencia, se puede generar una inestabilidad en los sistemas eléctricos de 
cada país, y en este caso la opción DC es la mejor. 
 
IV. CONCLUSIONES 
• Como se puede observar en el literal A del Informe, en un sistema de potencia con varios generadores, en 
el escenario en el que uno de los generadores disminuya su capacidad de generación, los generadores 
restantes deben tener la capacidad de generación suficiente para suplir la falencia de potencia generada en el 
sistema. 
• A partir de los resultados del literal C del informe, siempre y cuando los generadores puedan suplir la 
demanda total del sistema, no importa como cambien los aportes en cada generador con respecto a potencias 
activas y reactivas, el balance de potencias en el sistema siempre se cumple, ya sea aumentando o 
disminuyendo las pérdidas. 
• Como se dijo en el literal D del informe, el exceso de reactivos trae consigo un empeoramiento de la 
regulación de tensión de los nodos del sistema. 
• A partir de los datos mostrados en la Tabla 5, ante una perturbación en un punto del sistema, los nodos que 
estén más lejos de la perturbación se verán menos afectados por esta y los que más se verán afectados serán 
los más cercanos. 
• A partir de los resultados mostradosen el literal E del informe, el aumento en la potencia demandada de 
las cargas empeora la regulación de los nodos y aumenta las pérdidas en las líneas. 
• Como se puede ver en el literal F del informe, los taps en un transformador son muy útiles a la hora de 
controlar la tensión de los nodos y con esto el flujo de potencia del sistema. 
• En el literal G del informe se puede ver que en la conexión de dos transformadores en paralelo con tap, es 
fundamental que las características de ambos transformadores sean idénticas para evitar un desbalance en 
ambos. 
 
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• Los condensadores síncronos y las máquinas síncronas en vacío son elementos fundamentales a la hora de 
la compensación de reactivos en un sistema, tal como se puede observar en los literales D y E del 
procedimiento. 
• Como se puede observar en el literal J que, en la interconexión de dos sistemas de potencias de frecuencias 
iguales, la conexión AC es más efectiva que la DC debido a las pérdidas totales y el costo de implementación. 
• A partir del literal K del informe se concluye que la interconexión de dos sistemas que operan a distintas 
frecuencias se puede llevar a cabo mediante una interconexión DC. 
 
V. Bibliografía 
 
[1] UTP, «Práctica #2 CONTROL PARA FLUJO DE POTENCIA,» Pereira.