Voltage sag assessment using an extended fault positions methodand Monte Carlo simulation

• Jorge W. Sagre ^[1] ; John E. Candelo ^[2] ; Johny H. Montaña ^[3]
  1. [1] Universidad del Norte

     Universidad del Norte

     Colombia

     
  2. [2] Universidad Nacional de Colombia

     Universidad Nacional de Colombia

     Colombia

     
  3. [3] Universidad Técnica Federico Santa María

     Universidad Técnica Federico Santa María

     Valparaíso, Chile

     

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• Localización: DYNA: revista de la Facultad de Minas. Universidad Nacional de Colombia. Sede Medellín, ISSN 0012-7353, Vol. 83, Nº. 195, 2016, págs. 180-188
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Evaluación de hundimientos de tensión mediante un método extendido de posiciones de falla y simulación de Monte Carlo
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• Resumen
  • español

    En este artículo, proponemos un método extendido de posición de falla combinado con el método de Monte Carlo para evaluar los hundimientos de tensión. La función de distribución SARFI se obtiene teniendo en cuenta la aleatoriedad de (i) los puntos de fallas en las líneas (ii) el despacho de generación y (iii) la tensión prefalla. Las magnitudes de tensión se calcularon con flujos de carga, considerando cambios en la generación, la carga y la topológica del área de vulnerabilidad (AOV). El método se probó en el área de la Costa Atlántica perteneciente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional de Colombia. Se calculó la distribución del número de hundimientos de tensión por año, con la magnitud en barras y el impacto de la generación de los hundimientos de tensión. Cuando se despacha un número mayor de plantas, los hundimientos de tensión causados por fallas fueron menos graves, debido a la robustez del sistema de alimentación y el soporte de tensión. La operación con las barras acopladas trae mayor impacto en los hundimientos de tensión comparada con las barras desacopladas.

  • English

    In this article, we propose an extended fault positions method combined with the Monte Carlo method to evaluate voltage sags. The distribution function SARFI is obtained by taking into account the randomness of (i) location of faults in lines, (ii) generation dispatch, and (iii) the prefault voltage. Voltage magnitudes are calculated with power flow, while noting changes in the generation dispatch, the load, and the topology of the area of vulnerability (AOV). The method is tested in the Atlantic coast area of the National Interconnected Power System of Colombia. The distribution of the number of voltage sags per year with the magnitude in bus bars and the impact of generation on the voltage sags are determined. With a higher number of plants dispatched, voltage sags caused by faults are less severe due to the robustness of the power system and the voltage support. Operation with coupled bars had a greater impact on voltage sags compared to uncoupled bars.