CNO - anexo acuerdo 1586 de 2022

Anexos 1 y 2 Procedimiento General para la Realización de Pruebas de Potencia Reactiva Subcomité de Controles Revisión Fecha Descripción 0 20-12-2021 Modificación del Acuerdo: inclusión de 2 artículos que establecen los procedimientos aplicables cuando se solicite modificación de la CEN y del mínimo técnico 1 18-07-2022 Actualización del procedimiento de cambio de parámetros.Acuerdo 1586 2 1 OBJETO Documentar el procedimiento general para realizar las pruebas de potencia reactiva en unidades de generación despachas centralmente. 2 ALCANCE El siguiente procedimiento especifica los pasos a seguir para la realización de las pruebas de potencia reactiva y los criterios que deben cumplirse para asegurar que los resultados obtenidos durante las pruebas coordinen efectivamente con las funciones de protección, limitación y la capacidad disponible dada por la curva de carga del generador. 3 DEFINICIONES Sistema de excitación: Es el conjunto de sistemas de control y funciones de limitación que tienen la función de controlar la tensión en terminales del generador, a través de la tensión y corriente de excitación, igualmente propende por la operación del generador dentro de su curva de carga a través de las funciones de limitación. El sistema de excitación en la mayoría de generadores se compone de los siguientes bloques funcionales AVR, PSS, OEL, UEL.

Curva de Carga del Generador: Es la región limitada por la capacidad del generador para operar indefinidamente. Esta región está definida por una combinación de puntos operativos en potencias activa y reactiva.

AVR: (Automatic Voltage Controller) Regulador Automático de Tensión.

Es la función que se encarga de controlar la tensión en terminales del

del generador para operar indefinidamente. Esta región está definida por una combinación de puntos operativos en potencias activa y reactiva.

AVR: (Automatic Voltage Controller) Regulador Automático de Tensión.

Es la función que se encarga de controlar la tensión en terminales del generador, a través de la tensión y corriente de excitación.

OEL: (Over Excitation Limiter) Limitador de Sobrexcitación. Se encarga de llevar en lo posible el punto de operación dentro de los límites establecidos por la curva de carga del generador en la región de sobrexcitación. En este procedimiento el OEL se refiere al limitador de sobrexcitación más restrictivo, comúnmente corresponde al OEL temporizado con función de tiempo definido o inverso.Acuerdo 1586

3

UEL: (Under Excitation Limiters) Limitadores de Subexcitación. Se encargan de llevar en lo posible el punto de operación dentro de los límites establecidos por la curva de carga del generador en la región de subexcitación.

Estabilización de temperaturas: Se considera que las temperaturas se han estabilizado si entre dos datos de temperatura tomados a carga constante en el estator, durante un periodo de tiempo de una hora, la variación no es superior a 0.5°C.

Potencia activa máxima declarada: Es la potencia activa máxima que el generador puede entregar en bornes cuando la unidad está entregando el valor de potencia efectiva neta declarada. 4 PROCEDIMIENTO A continuación, se encuentra el procedimiento que se debe seguir desde el momento en que el agente declara la fecha de realización de las

el valor de potencia efectiva neta declarada. 4 PROCEDIMIENTO A continuación, se encuentra el procedimiento que se debe seguir desde el momento en que el agente declara la fecha de realización de las pruebas de potencia reactiva al CND, hasta que se presenta al Subcomité de Controles la solicitud de modificación de los parámetros con el concepto favorable del CND, para concepto técnico de la expedición del Acuerdo correspondiente. 4.1 Fechas para la Realización de las Pruebas Las pruebas de potencia reactiva deberán coordinarse con el CND al menos con 15 días de antelación a la realización de estas, a fin de garantizar la seguridad operativa del Sistema. Por lo anterior, las pruebas para cada unidad deberán ser tenidas en cuenta por el agente en la oferta diaria, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente sobre pruebas de generadores. Producto de esta actividad de coordinación con el CND, pueden surgir reprogramaciones o consignas operativas para el periodo de las pruebas. 4.2 Verificaciones y Reajustes en Planta por Parte del Agente que realiza las Pruebas Para la realización de las pruebas se recomienda realizar las siguientes verificaciones: Verificación de alarmas y disparos por sobre-temperaturaAcuerdo 1586 4 Se recomienda revisar que antes del inicio de las pruebas, los niveles de alarma y disparo por sobre-temperatura del generador sean coherentes

con su clase de aislamiento. Ajuste de limitadores en la región de Subexcitación a. Determine la ubicación de los limitadores de subexcitación (UEL): Sobre la curva de carga que suministra el fabricante del generador dibuje las curvas características de estos limitadores. b. Una vez realizada la verificación anterior, realice los reajustes necesarios sobre los parámetros de los limitadores en la región de subexcitación. El ajuste de cada uno de los limitadores de subexcitación debe garantizar que se aproveche la mayor área operativa posible dentro de la región de subexcitación de la unidad, para lo cual el UEL debe ajustarse con el margen que resulte más restrictivo entre uno de los siguientes criterios:  5% del límite de estabilidad práctico de la unidad.  15% respecto a las limitantes como sobrecalentamiento de terminales del núcleo del estator, mínima corriente de campo y servicios auxiliares.  10% respecto al límite de estabilidad de estado estacionario calculado con la metodología de la referencia [1] ó [2]. En todos los casos se debe garantizar que la característica de operación del limitador de subexcitación esté coordinada con la protección de pérdida de campo.

Nota: El límite de estabilidad práctico se calcula tomando como referencia el límite de estabilidad teórico. A continuación, se citan

diferentes metodologías para el cálculo del límite teórico de estabilidad tanto para generadores de polos lisos como para generadores de polos salientes. Dependiendo del tipo de generador (polos salientes o rotor liso), el agente deberá seleccionar alguna de las metodologías definidas a continuación. Metodologías cálculo de límite de estabilidad teórico Metodología 1 para el cálculo de estabilidad teórico de generadores de polos lisos y de polos salientes teniendo en cuenta el equivalente de red visto por el generador:

1. Se determina la reactancia equivalente del sistema vista por el generador (Xe).Acuerdo 1586

5

2. Considerando un sistema simplificado del generador conectado a una barra infinita por medio de una reactancia externa Xe, se determina el valor de Q en el que el generador tiene un comportamiento marginalmente estable para diferentes valores de P variando desde el mínimo técnico hasta la potencia activa máxima.

3. El límite de estabilidad teórico se obtiene al construir una curva con los puntos P, Q obtenidos en el paso anterior Metodología 2 para el cálculo de estabilidad teórico aplicable a generadores de polos lisos [3] El límite de estabilidad teórico se determina considerando un ángulo de rotor θ = 90°, paralelo al eje real pasando por el punto – V2/ jXd (Figura 1).

Figura 1. Cálculo del límite de estabilidad teórico para generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3]. Metodología 3 para el cálculo de estabilidad teórico aplicable a generadores de polos salientes [4]

Figura 1. Cálculo del límite de estabilidad teórico para generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3]. Metodología 3 para el cálculo de estabilidad teórico aplicable a generadores de polos salientes [4]

1. Tal como se observa en la Figura 2, se dibujan círculos con el mismo diámetro de saliencia comprendidos entre OH, siendo tangenciales a la recta OR y se marcan los puntos donde se tocan con dicha recta (O1, O2… On)

2. Se trazan rectas desde H hasta los puntos (O1, O2… On).

3. Se marcan los puntos de intercepción de la recta con los círculos antes dibujados (H0, H1, H2…T).Acuerdo 1586

6

4. El límite de estabilidad teórico se obtiene al interconectar los puntos desde H hasta T.

Figura 2. Límite de estabilidad teórica utilizado para determinar la curva de estabilidad práctica de generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 3 [4]. A continuación, se citan diferentes metodologías para el cálculo del límite de estabilidad práctico tanto para generadores de polos lisos como para generadores de polos salientes. El agente deberá seleccionar alguna de las metodologías definidas a continuación. Metodologías cálculo de límite de estabilidad práctico Generador de polos lisos: Metodología 1 para el cálculo del límite de estabilidad

práctico de generadores de polos lisos [5], [6].

1. Se grafica la curva de estabilidad teórica en el plano PQ utilizando las metodologías definidas en el presente Acuerdo.

2. Se trazan curvas concéntricas en Vt

2 Xd , siendo Vt = Tensión nominal en terminales y Xd la reactancia sincrónica de eje directo del generador.

3. Los puntos P donde las curvas se cruzan con las curvas de estabilidad teórica se reducen en un margen del 10% de la potencia activa nominal [4]-[7]; dicho valor se proyecta en la curva trazada y ese será el punto (Q, P) para la curva de estabilidad práctica.

En la Figura 3 se muestra un ejemplo de cómo se determina la curva de estabilidad práctica para un generador de polos lisos, a partir de la curva de estabilidad teórica.Acuerdo 1586 7 Figura 3. Determinación del límite de estabilidad práctico para generador de polos lisos de acuerdo con la metodología 1 Metodología 2 para el cálculo del límite de estabilidad práctico de generadores de polos lisos [3].

1. Se gráfica el límite de estabilidad teórico sobre la curva de carga.

Este límite se determina utilizando la metodología 2 mencionada anteriormente para generadores de polos lisos (Ver Figura 1).

2. Se establece el límite práctico de estabilidad tomando un ángulo de 20° como margen de seguridad para que el vector de carga no alcance a los 90° (Ver Figura 4).

Figura 4. Margen de seguridad angular utilizado para determinar el límite práctico de estabilidad enAcuerdo 1586 8 generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3].

Figura 4. Margen de seguridad angular utilizado para determinar el límite práctico de estabilidad enAcuerdo 1586 8 generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3].

3. Margen de seguridad contra las caídas de tensión: Si el generador proporciona poca potencia activa y opera cerca del límite de estabilidad (subexcitación), con incluso pequeñas caídas de tensión en los terminales de la máquina podría hacer que el ángulo del rotor exceda de 90 °. Para tener en cuenta las caídas de tensión, el punto de trabajo debe mantenerse un 10% por encima de un eje paralelo al eje real. Es decir que debe pasar por –0.9 V2/ jXd (Ver

Figura 5). Figura 5. Margen de seguridad angular + margen de seguridad de tensión utilizados para determinar el límite práctico de estabilidad en generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3]. La curva definitiva se presenta en la Figura 6.Acuerdo 1586 9 Figura 6. Límite práctico de estabilidad de generadores de polos lisos de acuerdo con la metodología 2 [3].

Generador de polos salientes: Metodología 1 para el cálculo del límite de estabilidad práctico de

generadores de polos salientes [5],[6]:

1. Se grafica la curva de estabilidad teórica.

2. Sobre puntos P del límite de estabilidad teórica se trazan circunferencias con centro en el punto de proyección de tales puntos sobre el eje de las abscisas.

Los puntos P de proyección se reducen en un margen del 10% de la potencia activa nominal [4] – [7]; dicho valor se proyecta en la misma

circunferencias con centro en el punto de proyección de tales puntos sobre el eje de las abscisas. Los puntos P de proyección se reducen en un margen del 10% de la potencia activa nominal [4] – [7]; dicho valor se proyecta en la misma curva trazada y ese será el punto (Q, P) para la curva de estabilidad práctica. En la Figura 7 se muestra un ejemplo de cómo se determina la curva de estabilidad práctica para un generador de polos lisos, a partir de la curva de estabilidad teórica. Figura 7. Determinación de curva de estabilidad práctica para generador de polos salientes Metodología 2 para el cálculo del límite de estabilidad práctico de generadores de polos salientes [4]:

1. Teniendo como referencia un punto (x,y) de la curva teórica, se escoge un margen de seguridad del 10% de la potencia activaAcuerdo 1586 10 nominal [4]-[7] y se resta en el eje (y) obteniéndose un nuevo punto yn.

2. Con el punto yn se calcula el punto xn a partir de la ecuación de la circunferencia cuyo radio es r= m+d = y

3. Estos pasos se repiten para cada uno de los puntos hallados en la curva teórica (Ver Figura 8) Figura 8. Determinación de curva de estabilidad práctica para generador de polos salientes [4].Ejemplo coordinación limitador circularEjemplo coodinación limitador lineal

Acuerdo 1586 11 En la Figura 9 se presentan ejemplos donde se muestran las características de algunos tipos de limitadores de subexcitación, en coordinación con diferentes curvas de carga, siguiendo los criterios de ajuste indicados.Acuerdo 1586 12 Ejemplo Coordinación limitador de mínima corriente de excitación y lineal Ejemplo de coordinación limitador lineal por segmentos con limitación más restrictiva dada por el calentamiento en terminales del núcleo del estator. Ejemplo de coordinación limitador lineal por segmentos con limitación más restrictiva dada por el límite práctico de estabilidad. Figura 9. Características de algunos tipos de limitadores de subexcitación, en coordinación con diferentes curvas de carga, siguiendo los criterios de ajuste indicados c. Verifique la coordinación entre los ajustes de los UEL, la protección ANSI 40 y los límites de subexcitación del generador: en todo caso las funciones de limitación del campo deben operar antes que cualquier función de protección para cualquier punto operativo dentro de la región de subexcitación del generador. En caso de requerirse reajuste de cualquier función de protección del generador para cumplir con los criterios de ajuste de los limitadores del sistema de excitación, el Agente debe reportar dichos cambios en la base de datos de protecciones del CND. En caso de que no sea posible reajustar los limitadores en la región de subexcitación siguiendo lo establecido en el presente Acuerdo, el agente generador deberá presentar la justificación técnica correspondiente mediante informe escrito al CND. Ajuste de limitadores en la región de SobrexcitaciónAcuerdo 1586

agente generador deberá presentar la justificación técnica correspondiente mediante informe escrito al CND. Ajuste de limitadores en la región de SobrexcitaciónAcuerdo 1586 13 a .Determine la ubicación de los limitadores de sobrexcitación (OEL): Sobre la curva de carga que suministra el fabricante del generador, dibuje las curvas características de estos limitadores. b .Una vez realizada la verificación anterior, realice los reajustes necesarios sobre los parámetros de los limitadores en la región de sobrexcitación con el fin de garantizar que cumplan con los criterios de ajuste establecidos a continuación: El ajuste de cada uno de los limitadores de sobrexcitación debe garantizar que después de la operación de cualquier función de limitación del campo, se aproveche el mayor área operativa posible dentro de la región de sobrexcitación de la unidad, considerando como máximo un margen del 2% respecto de la condición más restrictiva de la unidad de generación asociada a características tales como:  Límite por sobrecalentamiento del devanado del rotor.  Límite por alto voltaje en servicios auxiliares. En la Figura 10 se presenta un ejemplo donde se muestra la característica típica del limitador de sobrexcitación, con una curva de carga, siguiendo los criterios de ajuste indicados. Figura 10. Ejemplo de Coordinación del limitador de sobrexcitación y la curva de carga c .Verifique la coordinación entre los ajustes de los OEL, la protección de sobrexcitación y el límite por temperatura del rotor del generador: en todo caso las funciones de limitación del campo deben operar antes que cualquier función de protección para cualquier punto operativo

c .Verifique la coordinación entre los ajustes de los OEL, la protección de sobrexcitación y el límite por temperatura del rotor del generador: en todo caso las funciones de limitación del campo deben operar antes que cualquier función de protección para cualquier punto operativo dentro la región de sobrexcitación del generador. En caso de requerirse reajuste de cualquier función de protección del generador para cumplir con los criterios de ajuste de los limitadores del sistema de excitación,Acuerdo 1586 14 el Agente debe reportar dichos cambios en la base de datos de protecciones del CND. En caso de que no sea posible reajustar los limitadores en la región de sobrexcitación siguiendo lo establecido en el presente Acuerdo, el agente generador deberá presentar la justificación técnica correspondiente mediante informe escrito al CND. 4.3 Realización de la Prueba en la Región de Subexcitación Después de haber realizado las verificaciones iniciales, y de ser necesarios los reajustes de los UEL y las protecciones de subexcitación, se debe seguir el siguiente procedimiento:

1. Coordinar con el centro de control del CND el inicio de la prueba, el cual, a su vez, coordinará las consignas operativas requeridas antes y durante la prueba.

2. Asegúrese que durante la prueba el AVR esté en modo automático y si se cuenta con PSS este debe estar en servicio.

Las demás funciones de limitación del campo deben estar en operación.

3. Durante la realización de esta prueba el agente generador registrará las potencias activa, reactiva y la tensión en bornes del generador con una resolución mínima de un dato por segundo, utilizando un registrador con certificado de calibración vigente.

3. Durante la realización de esta prueba el agente generador registrará las potencias activa, reactiva y la tensión en bornes del generador con una resolución mínima de un dato por segundo, utilizando un registrador con certificado de calibración vigente.

4. La realización de esta prueba implica que se deba lograr una tensión en bornes del generador lo más cercana posible a 1 p.u. mientras que la unidad en prueba se encuentre operando cerca de sus límites de absorción de potencia reactiva. Esto puede lograrse con la ayuda de otras unidades de la planta o de la zona de influencia, igualmente puede hacerse uso de equipos de compensación de reactivos o cambiadores de tomas de transformadores, en cuyo caso el CND coordinará las acciones necesarias para lograr el objetivo, sin violar los límites establecidos en tensiones o cargabilidad de elementos del sistema. No se considerarán movimientos de tap en los transformadores elevadores de los generadores.Acuerdo 1586

15

5. Una vez preparado el sistema, llevar la unidad bajo prueba a la potencia activa máxima declarada y ajustar la referencia de tensión del AVR de esta unidad en la tensión nominal de bornes del generador (1 p.u.).

6. Incremente gradualmente la tensión de referencia de los AVRs de las unidades restantes de la planta hasta lograr que la unidad bajo prueba absorba la potencia reactiva máxima determinada por el ajuste de los UEL, en coordinación con la curva de carga del generador.

7. En caso de que no se logre la máxima absorción de potencia reactiva de la unidad bajo prueba con las acciones en otras

por el ajuste de los UEL, en coordinación con la curva de carga del generador.

7. En caso de que no se logre la máxima absorción de potencia reactiva de la unidad bajo prueba con las acciones en otras unidades de la planta, se debe complementar con aumento en la tensión de referencia de otras plantas cercanas o a través de la conexión de equipos de compensación capacitiva o desconexión de reactores en la zona de influencia.

8. Una vez agotadas las consignas operativas anteriores, con tensión nominal en bornes del generador sin obtener la máxima absorción de potencia reactiva esperada, se debe reducir la consigna de tensión del AVR del generador si se requiere, al menos hasta 0.95 p.u., o un valor inferior si la unidad lo permite.

Si a pesar de reducir la tensión al mínimo técnico posible, el generador no puede llegar al límite esperado de absorción de reactiva, este punto será declarado como Conforme, y se consignará esta situación en el informe de resultados de la prueba.

9. Si la potencia reactiva máxima a la potencia activa máxima declarada se logra a un valor diferente a la tensión nominal, el valor de potencia reactiva debe corresponder con la esperada corregida a la nueva tensión.

10. Después de obtenido el valor de potencia reactiva máxima a la potencia activa máxima declarada, el generador debe ser mantenido en este punto de operación mínimo durante 40 minutos para el registro de las variables de la prueba. Se

potencia activa máxima declarada, el generador debe ser mantenido en este punto de operación mínimo durante 40 minutos para el registro de las variables de la prueba. Se recomienda supervisar continuamente la evolución de la temperatura de los devanados y núcleo del estator.

11. Una vez recolectados los datos para el primer punto de operación, se debe realizar el mismo procedimiento anterior paraAcuerdo 1586 16 un punto de potencia activa intermedia. Tan pronto se logre el valor de potencia reactiva esperada considerando la corrección por tensión, debe mantenerse este punto de operación por un periodo mínimo de 10 minutos, tiempo durante el cual se recolectarán las medidas.

12. Una vez finalice el periodo de prueba en carga intermedia (10 minutos), se debe realizar el mismo procedimiento para el punto correspondiente al mínimo técnico declarado en potencia activa.

Al igual que en el paso anterior, este último punto de operación debe ser sostenido por un periodo mínimo de 10 minutos.

13. Con base en las características particulares de los limitadores de subexcitación pueden adicionarse más de tres puntos de prueba en esta región para mejorar la precisión de la curva final a declarar.

14. Como referencia, en la Figura 11 se presenta de forma gráfica los pasos de este procedimiento para las regiones de sub y sobrexcitación. 4.4 Realización de la Prueba en la Región de Sobrexcitación Después de haber realizado las verificaciones, y de ser necesarios los reajustes de los OEL y las protecciones de sobrexcitación, se debe

seguir el siguiente procedimiento:

Después de haber realizado las verificaciones, y de ser necesarios los reajustes de los OEL y las protecciones de sobrexcitación, se debe seguir el siguiente procedimiento:

1. Coordinar con el centro de control del CND el inicio de la prueba, el cual, a su vez, coordinará las consignas operativas requeridas antes y durante la prueba.

2. Asegúrese que durante la prueba el AVR esté en modo automático y si se cuenta con PSS este debe estar en servicio.

Las demás funciones de limitación del campo en operación.

3. Durante la realización de esta prueba el agente generador registrará las potencias activa, reactiva y la tensión en bornes del generador con una resolución mínima de un dato por segundo.

4. La realización de esta prueba implica que se deba lograr una tensión en bornes del generador lo más cercana posible a 1 p.u. mientras que la unidad en prueba se encuentre operando cerca de sus límites de entrega de potencia reactiva. Esto puedeAcuerdo 158617 lograrse con la ayuda de otras unidades de la planta o de la zona de influencia, igualmente puede hacerse uso de equipos de compensación de reactivos o cambiadores de tomas de transformadores, en cuyo caso el CND coordinará las acciones necesarias para lograr el objetivo, sin violar los límites establecidos en tensiones o cargabilidad de elementos del sistema. No se considerarán movimientos de tap en los transformadores elevadores de los generadores.

5. Una vez preparado el sistema, llevar la unidad bajo prueba a la potencia activa máxima declarada y ajustar la referencia de

sistema. No se considerarán movimientos de tap en los transformadores elevadores de los generadores.

5. Una vez preparado el sistema, llevar la unidad bajo prueba a la potencia activa máxima declarada y ajustar la referencia de tensión del AVR de esta unidad en la tensión nominal de bornes del generador (1 p.u.).

6. Reducir gradualmente la tensión de referencia de los AVRs de las unidades restantes de la planta hasta lograr que la unidad bajo prueba entregue la potencia reactiva máxima determinada por el ajuste de los OEL, en coordinación con la curva de carga del generador.

7. En caso de que no se logre la máxima entrega de potencia reactiva de la unidad bajo prueba con las acciones en otras unidades de la planta, se debe complementar con la reducción en la tensión de referencia de otras plantas cercanas o a través de la desconexión de equipos de compensación capacitiva o conexión de reactores en la zona de influencia de la unidad bajo prueba.

8. Una vez agotadas las consignas operativas anteriores, con tensión nominal en bornes del generador sin obtener la máxima entrega de potencia reactiva esperada, se debe aumentar la consigna de tensión del AVR del generador si se requiere, al menos hasta 1.05 p.u., o un valor superior si la unidad lo permite.

Si a pesar de incrementar la tensión al máximo técnico posible, el generador no puede llegar al límite esperado de entrega de reactiva, este punto será declarado como Conforme, y se consignará esta situación en el informe de resultados de la prueba.

el generador no puede llegar al límite esperado de entrega de reactiva, este punto será declarado como Conforme, y se consignará esta situación en el informe de resultados de la prueba.

9. Si la potencia reactiva máxima a la potencia activa máxima declarada se logra a un valor diferente a la tensión nominal, el valor de potencia reactiva debe corresponder con la esperadaAcuerdo 1586 18 corregida a la nueva tensión.Después de obtenido el valor de potencia reactiva máxima a la potencia activa máxima declarada, el generador debe ser mantenido en este punto de operación mínimo durante 40 minutos para el registro de las variables de la prueba. Se recomienda supervisar continuamente la evolución de la temperatura de los devanados del rotor.Una vez recolectados los datos para el primer punto de operación, se debe realizar el mismo procedimiento anterior para un punto de potencia activa intermedia. Tan pronto se logre el valor de potencia reactiva esperada considerando la corrección por tensión, debe mantenerse este punto de operación por un periodo mínimo de 10 minutos, tiempo durante el cual se recolectarán las medidas.

10. Una vez finalice el periodo de prueba en carga intermedia (10 minutos), se debe realizar el mismo procedimiento para el punto correspondiente al mínimo técnico en potencia activa declarado.

Al igual que en el paso anterior, este último punto de operación debe ser sostenido por un periodo mínimo de 10 minutos.

11. Con base en las características particulares de los limitadores de sobrexcitación pueden adicionarse más de tres puntos de prueba en esta región para mejorar la precisión de la curva final a declarar.

debe ser sostenido por un periodo mínimo de 10 minutos.

11. Con base en las características particulares de los limitadores de sobrexcitación pueden adicionarse más de tres puntos de prueba en esta región para mejorar la precisión de la curva final a declarar.

12. Como referencia, en la Figura 11 se presenta de forma gráfica los pasos de este procedimiento para las regiones de sub y sobrexcitación.

Figura 11. Esquema para la realización de las pruebas potencia reactiva de generadoresAcuerdo 1586 19  E R Nota: La secuencia de ejecución de las pruebas presentada en este capítulo es indicativa y se recomienda como buena práctica para el desarrollo de la prueba, sin embargo, el Agente puede considerar modificar dicha secuencia, de común acuerdo con el CND. 5 CÁLCULO DE TOLERANCIAS ASOCIADAS AL RESULTADO DE LAS PRUEBAS A continuación, se describe el procedimiento que debe ser usado para el cálculo del error asociado a la realización de las pruebas de potencia reactiva, y con el cual se determina el cumplimiento de la prueba. El cálculo del error está definido por las desviaciones porcentuales de los puntos de operación obtenidos durante las pruebas, con respecto a los puntos esperados. Estos errores se encuentran asociados a la cadena de medición de potencia activa y reactiva. Teniendo como base los registros en el tiempo de cada uno de los puntos operativos logrados durante las pruebas, los errores de medición de transformadores de potencial y corriente y equipo de registro se define el siguiente procedimiento:

1. Corregir los valores de potencia reactiva obtenidos durante la

operativos logrados durante las pruebas, los errores de medición de transformadores de potencial y corriente y equipo de registro se define el siguiente procedimiento:

1. Corregir los valores de potencia reactiva obtenidos durante la prueba calculando la potencia reactiva esperada a 1 p.u. de tensión en terminales.

2. Después de haber corregido por tensión la serie de datos de potencia reactiva, se promedian los valores obtenidos en el periodo de prueba y se obtiene un valor representativo para cada punto operativo evaluado.

3. Calcular el error de medición relativo asociado a PTs, CTs y registrador, con el uso de la siguiente ecuación definida por la norma ANSI / ASME PTC19.1: Emr  2 2

CT PT  E 2

 Dónde: ECT : Error del transformador de corriente dado por la clase del CT en %.  EAcuerdo 1586 20

Pr im EPT : Error del transformador de potencial dado por la clase del PT en

%.

ER : Error del registrador en %. Puede asumirse 0.5% en caso de que no se conozca es