Incorporación de Límites por Restricciones de Servicios Auxiliares en las Curvas de Capacidad de Generadores de Centrales Eléctricas

Resumen

Las restricciones de los componentes de las centrales de generación eléctrica definen zonas seguras de operación, que garantizan el funcionamiento en varias condiciones de demanda de potencia activa y reactiva.  Los límites de diseño y eficiencia de la máquina motriz, temperatura de los devanados del estator y rotor, temperatura del hierro del estator, reluctancia del rotor, margen de estabilidad en estado estable y voltaje máximo y mínimo de las cargas de servicios auxiliares definen los límites operativos tanto en la región de sobrexcitación como de subexcitación.  Las zonas seguras de operación pueden definirse mediante ecuaciones no lineales de las potencias activa P y reactiva Q de un generador sincrónico.  Estas ecuaciones aplicadas a cada restricción se resuelven mediante el método de Newton Raphson y se grafican como lugares geométricos de Q versus P de cada una de las restricciones.  Los límites impuestos por los voltajes máximo y mínimo de las cargas de servicios auxiliares requieren la formulación del problema de flujos de potencia del sistema eléctrico interno de la central.  Se utilizan modelos generalizados para representar los transformadores principal y de auxiliares.  Las potencias activa y reactiva de las cargas de servicios auxiliares pueden ser determinadas por polinomios en función de la potencia generada por la central.  La incorporación de límites por restricciones de servicios auxiliares permite definir zonas seguras de operación dentro de las curvas de capacidad de generadores de centrales eléctricas.  Las restricciones más severas en una central termoeléctrica son impuestas por los límites de voltaje de las cargas de servicios auxiliares.  La metodología propuesta es aplicada al caso de la Central Termoeléctrica Esmeraldas.

Abstract: Constraints of electric power plant components define operative security zones that guaranteetheir performance under various demand conditions of active and reactive power. Prime mover design limitsand efficiency, stator and rotor winding temperature, stator iron temperature, rotor reluctance, steady statestability margin and maximum and minimum voltages of auxiliary services load define operative limits both onthe over excitation as well as sub excitation regions. The secure operating zones can be defined by nonlinearequations of active and reactive powers of a synchronous generator. These equations applied to each constraintare solved by the Newton Raphson method and are plotted as geometric locus of Q vs P of each constraint.The imposed limits for the maximum and minimum voltage of the auxiliary services load require a power flowproblem formulation of the internal power plant electric system.