escuela politÉcnica nacional · demanda mínima 03:00, media 12:00 y máxima 19:00, una vez...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
“ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA ÁNALISIS DE CONDICIONES Y TIEMPOS DE RECIERRES EN LÍNEAS DE 230kV DEL SISTEMA
NACIONAL DE TRANSMISIÓN”.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉTRICO
ARAUJO CUSTODIO DARWIN LEANDRO
DIRECTOR: Ing. Luis TAPIA
QUITO, JULIO 2006
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DECLARACIÓN
Yo, Darwin Leandro Araujo Custodio, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondiente a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Darwin Leandro Araujo Custodio
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CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Darwin Leandro Araujo Custodio, bajo mi supervisión.
_________________________ Ing. Luis Tapia
DIRECTOR DE PROYECTO
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DEDICATORIA A mis Padres, ya que gracias a su esfuerzo y apoyo pude completar mi carrera profesional.
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AGRADECIMIENTO A la compañía de transmisión eléctrica “ TRANSELECTRIC S.A “, en especial al
Área de Protección Control y Medición, al Área de Operación, a los Ingenieros:
Christian Ortega, Antonio Fonseca, Javier Guevara, Carlos Hidalgo, Pedro
Villacres y al Ingeniero Luis Tapia por transmitirme sus conocimientos y el anhelo
de aprender y ser cada día mejor
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RESUMEN
El estudio se realiza con el objetivo de implementar condiciones y tiempos de
operación de recierres tripolares en las líneas de 230kV del sistema de
transmisión, verificando la estabilidad del sistema mediante la utilización del
Sowftware Digsilent Power Factory
El contenido de los capítulos es:
En el capítulo 1 del presente proyecto se presenta los objetivos, los alcances y las
características del sistema.
En el capítulo 2 se realiza una pequeña introducción del comportamiento del
sistema, el manejo del Digsilent Power Factory y la aplicación del Transformer que
se utiliza para insertar los datos de los despachos del CENACE a la base del
Digsilent Power Factory.
En el capítulo 3 se realiza una descripción de los criterios que se deben tomar
para el análisis de los flujos de potencia del sistema de transmisión, se correr los
flujos en base a los despachos del CENACE para un día típico en el escenario
seco y lluvioso.
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Los despachos son ingresados en el Transformer de manera que se pueda
ingresar en la base del Digsilent Power Factory.
En el capítulo 4 se describe todo lo concerniente a los recierres, definiciones,
principios, factores que intervienen en los recierres.
En el capítulo 5 se realizan los análisis de las simulaciones para la aplicación del
recierre en base a la determinación del caso más crítico, además se crea un
método para la aplicación del estudio de recierres en el programa Digsilent Power
Factory.
En el capítulo 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas en
el desarrollo del presente proyecto.
El capítulo 7 contiene la bibliografía empleada para el estudio.
CAPÍTULO 1 GENERALIDADES
1.1 .- INTRODUCCIÓN
El sistema eléctrico de potencia es un conjunto de elementos interconectados
entre si que tienen la misión de satisfacer con la demanda en todo instante en las
mejores condiciones de seguridad, calidad y economía.
Los elementos son:
• Generadores
• Transformadores
• Líneas de Transmisión
• Carga
El análisis se realiza exclusivamente para las líneas de 230kV.
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Los estudios de estabilidad que estiman el efecto de los disturbios en el
comportamiento dinámico electromecánico de los sistemas de potencia son de dos
tipos: transitorios y de estado estable.
En el estudio se va a evaluar la estabilidad transitoria del sistema eléctrico frente
al impacto de contingencias dinámicas de diferentes grados de severidad.
Los efectos transitorios están enfocados a los recierres en la línea para establecer
los límites de estabilidad, de esa manera poder definir tiempos y condiciones de
recierres tripolares según las condiciones de estabilidad del Sistema Nacional de
Transmisión.
Las simulaciones dinámicas considerando cada una de las perturbaciones en las
diferentes líneas del sistema de transmisión se lo realizará en el programa
Digsilent. Power FactoryL1
L1Programa para simular Sistemas Eléctricos de Potencia, propietario TRANSELECTRIC S.A.
1.1.a CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA
El estudio de recierres del sistema de transmisión es realizado en el anillo de
230kV en el programa Digsilent Power Factory.
En la base del Digsilent se tiene representadas cada una de las barras del sistema
además se encuentra divido el sistema por zonas, lo cual facilita mucho el estudio,
la finalidad de esta división es ver claramente que generadores están siendo
despachados, y la estructura en si de la red, estas zonas son:
• Zona Molino-Milagro
• Zona Pascuales
• Zona Santa Rosa-Totoras
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• Zona Santo Domingo-Quevedo
En el (anexo 1) se puede apreciar claramente el anillo de 230kV y en (anexo 2) se
aprecia cada una de las zonas.
Las líneas que se van analizar son:
• Pomasqui - Sta. Rosa (doble línea)
• Sta. Rosa - Tototoras (doble línea)
• Tototoras - Riobamba (una línea)
• Totoras- Molino (una línea)
• Riobamba - Molino (una línea)
• Molino - Milagro (doble línea)
• Molino - Pascuales (doble línea)
• Milagro - Dos Cerritos (una línea)
• Milagro - Pascuales (una línea)
• Dos Cerritos - Pascuales (una línea)
• Pascuales - Quevedo (doble línea)
• Quevedo - Sto. Domingo (doble línea)
• Sto. Domingo - Sta. Rosa ( doble línea)
La ubicación de los generadores en las diferentes zonas son:
ZONA MOLINO-MILAGRO
G_EQEERSSA_LOJA Loja G_EQELECAUSTRO_CUENCA Cuenca G_U1_PAUTE Molino G_U2_PAUTE Molino G_U3_PAUTE Molino G_U4_PAUTE Molino G_U5_PAUTE Molino G_U10_PAUTE Molino G_U6_PAUTE Molino G_U7_PAUTE Molino G_U8_PAUTE Molino G_U9_PAUTE Molino G_EQEMELORO_MAC G_EQEMELRIOS_BAB Babahoyo G_INGSCA San Carlos
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G_UA_MPP Machala Power G_UB_MPP Machala Power
ZONA PASCUALES
G_AT1_ATINAJERO EMELEC Salitral G_AT2_ATINAJERO EMELEC Salitral G_EQEMEPE_POS Posorja G_EQEMEPE_SEL Santa Elena G_GAS_PAS Pascuales G_TG1_GASAN EMELEC Salitral G_TG2_GASAN EMELEC Salitral G_TG4_GZEV Gonzalo Cevallos G_TG5_GASAN EMELEC Salitral G_TG6_GASAN EMELEC Salitral G_TPBARGEI Trinitaria G_TV1_VASAN EMELEC Salitral G_TV2_GZEV Gonzalo Cevallos G_TV3_GZEV Gonzalo Cevallos G_U1_EQUIL Electroquil G_U1_TRI Trinitaria G_U2_EQUIL Electroquil G_U3_EQUIL Electroquil G_U4_EQUIL Electroquil G_VICTORIA_TRI Victoria ZONA SANTA ROSA-TOTORAS G_CUMBAYA_VIC Vicentina G_ECOLUZ_VIC Vicentina G_GUANGOPOLO Guangopolo G_NAYON_VIC Vicentina G_TG1_ROS Santa Rosa 13.8 G_TG2_ROS Santa Rosa 13.8 G_TG3_ROS Santa Rosa 13.8 G_GHERNANDEZ_ROS Santa Rosa G_GUANGOP+CHILL_ROS Santa Rosa G_PAPALLACTA Papallacta TOTORAS G_EQAMBATO_AMB Ambato G_EQELEPCO_MUL Mulalo G_EQEMELNORTE_IBA Ibarra G_EQEMELNORTE_TUL Tulcán
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G_GEQRIO_RIO Riobamba G_U1_AGO Agoyan G_U1_PUC Pucara G_U2_AGO Agoyan G_U2_PUC Pucara
ZONA SANTO DOMINGO-QUEVEDO
G_EQV_MAN Manta
G_U1_DPER Daule Peripa
G_U2_DPER Daule Peripa
G_U3_DPER Daule Peripa
G_EQV_ESM Esmeraldas
G_G1_CTESM Esmeraldas
1.2.- DESCRIPCIÓN
En el estudio se va implementar las condiciones y tiempos de recierres tripolares
en líneas de 230kV del sistema de transmisión.
Los flujos de carga son analizados en los escenarios seco y lluvioso para la
demanda mínima 03:00, media 12:00 y máxima 19:00, una vez realizada la
convergencia de los flujos de potencia en los dos escenarios se inicia los estudios
de recierres en cada una de las líneas de 230kV.
La probabilidad de fallas en la transmisión son de naturaleza transitoria no como
sucede con los demás componentes del sistema eléctrico de potencia.
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El sistema de protección en la red de 230kV del S.N.T tiene como objetivo detectar
y reducir la influencia de una falla en el sistema eléctrico de potencia evitando
daños sobre los equipos e instalaciones, manteniendo la estabilidad del sistema
de potencia, y evitando poner en peligro la vida de personas y animales.
Los siguientes criterios son de mucha importancia para mantener un sistema en
las mejores condiciones:
Alta Confiabilidad: Probabilidad de no omitir disparos
Alta Seguridad: Probabilidad de no tener disparos indeseados
Selectividad: Desconectar sólo lo fallado, evitando trasladar los efectos de las
fallas a otros lugares del S.N.T.
Rapidez: El tiempo de operación debe ser lo suficientemente corto de modo que
garantice mantener la estabilidad del sistema.
Todos los relés deben disponer de contactos suficientes para supervisión local
(anunciador), supervisión remota y registro de fallas.
Al minimizar el tiempo de desconexión de la línea se puede evitar problemas de
estabilidad y sincronismo, por esta razón se usa los recierres.
1.3.- EXPLICACIÓN
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En las redes en las cuales gran parte de las fallas que se producen no son
permanentes, sino por el contrario son fugaces, desapareciendo al cabo de un
tiempo, la continuidad del servicio puede ser mejorada utilizando el recierre.
Cuando en una línea se produce una falla, las protecciones ordenan la apertura
del interruptor y la corriente de falla se extingue.
A consecuencia de esta forma de operar las interrupciones de servicio son
reducidas en forma importante.
Para realizar la reconexión de una línea se tiene muy en cuenta el tiempo, el cual
esta en función del tipo de relé, mientras menor sea el tiempo mayor confiabilidad
se tiene de esa manera se puede mantener la estabilidad del sistema.
1.4.- OBJETIVOS
Analizar los tiempos y condiciones de recierre de líneas de 230kV, verificando la
estabilidad del sistema mediante la aplicación de Software Digsilent Power
Factory.
Realizar simulaciones del sistema de potencia en base a los despachos reales del
CENACE, de esa manera realizar la convergencia de los flujos para los escenarios
secos y lluviosos para los tres tipos de demanda.
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1.5.- ALCANCE
Se realizará simulaciones dinámicas considerando perturbaciones en las líneas
del sistema nacional de transmisión, en el programa Digsilent Power Factory.
El análisis de la estabilidad del sistema para los diferentes escenarios y
demandas, es de mucha importancia para el estudio, mediante este análisis se
puede definir tiempos y condiciones de recierres tripolares, según las condiciones
de estabilidad.
CAPÍTULO 2 MARCO TEÓRICO
2.1.- GENERALIDADES
En los últimos años el Sistema Nacional de Transmisión ha sufrido cambios
topológicos en su red, el presente estudio es una actualización y modificación de
los estudios de recierres considerando las nuevas condiciones de la red, como los
incrementos de corrientes de falla y considerando la estabilidad del sistema.
2.2.- CARACTERISTICAS L2
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La operación correcta de los sistemas depende fundamentalmente de un buen y
confiable servicio a las cargas, lo cual se puede obtener con un estudio adecuado
de las características de estabilidad del sistema eléctrico de potencia.
El sistema eléctrico de potencia que garantiza con su normal funcionamiento el
trabajo de la industria, el transporte, la vida de la población debe funcionar con
confiabilidad de manera que el sistema se mantenga estable.
La condición principal para un funcionamiento confiable es su “Estabilidad” que
quiere decir la capacidad del sistema de restablecer su estado inicial, o sea su
régimen de funcionamiento normal o prácticamente cercano a él, después de
cualquier violación grande o pequeña de dicho régimen, de otra manera llamado
perturbación.
La estabilidad dinámica se analiza para desviaciones grandes de las parámetros ּת
(pi) y que con frecuencia están acompañados de cambios en la configuración y
parámetros del sistema eléctrico de potencia (número de elementos en operación),
así también en los valores de sus parámetros.
L2 Análisis y Operación de sistemas de energía eléctrica, Antonio Gómez.
Se distinguen dos tipos de estabilidad dinámica. Estabilidad de sincronismo que es
mantener el régimen después de oscilaciones grandes, pero sin que el rotor del
generador de la vuelta (180o-360o), mientras que la estabilidad resultante es
restablecer el régimen después de ser perturbado durante un período corto ( por
ejemplo cuando en el transcurso de algún tiempo los generadores del sistema de
potencia o alguna de sus partes funcionan fuera de sincronismo), pero el
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funcionamiento sincrónico normal se restablece después de unas cuantas vueltas
del rotor.
Uno de los problemas de estabilidad se da por la variación de potencia eléctrica
inyectada al sistema, ocasionada por las oscilaciones del rotor de un generador en
torno a una referencia sincrónica, la explicación de las variaciones esta en los
cambios de ángulo entre el fasor de voltaje inducida en la máquina y la dirección
del eje de simetría del rotor que se da cuando ocurren perturbaciones en el
sistema eléctrico de potencia.
Cuando las perturbaciones no implican cambio en la potencia neta, las maquinas
retornaran a su estado original.
En el periodo transitorio es muy importante analizar el desbalance entre la
generación y la carga, el principal criterio de estabilidad es que las máquinas
permanezcan en sincronismo hasta una vez finalizar el periodo transitorio que
sigue a una perturbación en el sistema, estas condiciones se ven reflejadas como
oscilaciones de potencia sobre líneas de transmisión.
2.3 MANEJO DEL DIGSILENT POWER FACTORY L3
2.3.1 INTRODUCCIÓN
DIgSILENT PowerFactory , es un programa para análisis de sistemas eléctricos
de potencia, con la finalidad de alcanzar los objetivos de la optimización en la
operación y la planeación de las redes eléctricas con el manejo de miles de
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barras, es muy utilizado en estos tiempos, además es un programa muy confiable
el cual muestra cada uno de los estudios de manera real.
El alcance de este programa es sumamente amplio, para el estudio que se va a
realizar se utiliza algunas de sus opciones.
• Flujo de Carga
• Análisis del Flujo de Carga
• Control Secundario
• Cálculos de Cortocircuito
Ejecución de Cortocircuitos
Cálculo del Nivel de Cortocircuito en una Línea
Impresión de Tablas
• Sincronizaciones
• Estabilidad
Definición de las Variables de Monitoreo
Definición de los Eventos
Creación de Gráficas de Resultados
L3
Manual del Digsilent Power Factory
2.3.2 PROCEDIMIENTO PARA INICIAR Y CARGAR UNA BAS E EN EL DIGSILENTL3
1.- El primer paso es crearse una cuenta como usuarios
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- El siguiente paso es direccionar la red, la justificación se debe a que el
programa trabaja solo en red sin acceso a cualquier tipo de usuario.
- Una vez direccionado a la red en la pantalla aparece un mensaje el cual
confirma la creación de la nueva cuenta.
2.- Se inicia el DIGSILENT como usuario: administrador
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Objetivo: Cuando se ingresa al Digsilent como administrador se puede activar las
opciones de estudio que se desea que estén activas en el programa, además para
importar una base es necesario entrar como administrador.
- Se ubica sobre el usuario creado, pulsando en el mouse clic derecho se
activa una ventanilla con la palabra editar, otro clic y se activa la ventana
para las opciones que se va utilizar.
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- En el menú en la opción archivo, seleccionar importar
Objetivo: Mediante esta opción se puede cargar una base para empezar el
estudio.
3.- Se importan las siguientes carpetas:
Colombia
Ecuador
Interconexiones CAN
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Es muy importante seguir la manera de importación de los datos ya que el
esquema de red esta diseñado en una sola secuencia.
Estas fueron cargadas de manera automática en el usuario “estudios”.
4.- Una vez terminada la importación se procede a cerrar el programa, el siguiente
paso es cerrar la aplicación del DIGSILENT que se arrancó con el nombre de
“Administrador”.
5.- Reiniciar una nueva sesión en el DIGSILENT con el nombre del usuario 6.- Activar el proyecto creado con el nombre del usuario
7.- Copiar la información de las carpetas Colombia, Ecuador e Interconexión Can
en el caso de estudio activo, realizar el mismo procedimiento para las carpetas
escenario lluvioso y escenario seco.
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8.- Activar el usuario creado con un clic derecho sobre el nombre.
9.- Activado el proyecto el siguiente paso es crearse dos proyectos, el escenario
lluvioso y el escenario seco.
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11.- Ya activado el proyecto escoger el escenario analizarse, los estudios se lo
realizaran para la demanda minina 03, media 12 y máxima 19.
- Existen dos opciones par activar los casos analizarse en el siguiente cuadro se
puede apreciar la forma más fácil para acceder a cada uno de los casos, la flecha
indica la manera como cambiar el caso de estudio una ventaja de este programa a
diferencia de los otros no es necesario crearse otro anillo para cada una de las
demandas, se cambia automáticamente.
- Una vez cargada toda la base, se debe aplicar el macro “Transformer” para
analizar cada una de las demandas, con datos reales despachados por el
CENACE.
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2.3.3 APLICACIÓN DEL TRANSFORMER PARA CORRER FLUJOS EN EL DIGSILENTL4
. El “Transformer” es un macro que permite ingresar a la base los despachos de
cada uno de los generadores que el CENACE entrega.
Se corre con la fecha, año, mes, día en la carpeta “flujos digsilent” y
automáticamente se crea el archivo (dat_DIgSilent).
Una vez corrido el evento para el día que se va analizar se lo carga al Digsilent de
manera que el estudio sea para un caso real.
A continuación se va mostrar el procedimiento para cargarle el “Transformer”
Pasos para la aplicación del “Transformer”.
1.- Para empezar el análisis es necesario oprimir las teclas mencionadas en la
pantalla de esa manera el macro puede ser reconocido.
L4 Transformer, macro que ingresa los despachos del CENACE.
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2.- Ingresar los datos del día que se va analizar.
3.-
- Se puede apreciar que los datos de las demandas, el “Transformer” lo
toma, la demanda media a las 11:00 am y la máxima a las 19:30 pm, la
justificación se debe a que el macro esta diseñado para esas horas pero en
la realidad en el Digsilent se ingresa automáticamente en las demandas
asignadas.
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- Una vez ingresado todos los datos oprimir la tecla crear archivo, mediante
la aplicación de este icono se carga automáticamente en la base del
“Transformer”, ya creado el archivo (dz), se carga a la base del Digsilent.
En el (anexo 3) se puede ver el contenido de este macro Transformer, estos datos
abarcan cada uno de los despachos de los generadores para las tres demandas.
Nota: Recordar que el Transformer toma los datos del CENACE para el ajuste en
el Digsilent.
2.3.4 CÁLCULO DE FLUJOS DE CARGA L3
Una vez creados todos los elementos del sistema de potencia y asignado a cada
uno sus respectivos parámetros eléctricos, se está en condiciones de correr un
flujo de carga del sistema.
Seleccionar el icono “Calcule flujo de carga ”. Las opciones que aparecen en la
ventana de diálogo permiten correr el flujo de carga balanceado o desbalanceado
con las siguientes opciones que se presentan en el cuadro.
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- Ajuste Automático de Taps de Transformador.- Mueve los cambia tomas
buscando un voltaje objetivo en la barra indicada. Requiere que previamente se
haya habilitado esta opción en los transformadores.
- Considerar límites de potencia reactiva.- Ajusta automáticamente la tensión de
las plantas que exceden su límite de reactivos para que queden dentro de él.
- Flujo de carga con convergencia automática.- Ejecuta flujos de carga sucesivos
hasta encontrar convergencia, variando en cada etapa el nivel de dependencia de
las cargas con el voltaje.
- Flujo de carga con el valor de la carga dependiente del voltaje en la barra.-
Ejecuta el flujo de carga considerando la dependencia de la carga con el voltaje,
de acuerdo con los coeficientes especificados en el tipo de carga.
- Flujo de carga con verificación de voltajes y sobrecargas.- Reporta la lista de
elementos que están operando fuera de ciertos límites que se deben definir en la
carpeta “verificación/ fuera de la simulación”.
Una vez concluido el flujo de carga, en la Salida se reporta en cuántas iteraciones
se obtuvo la convergencia y todas las máquinas excedidas o ajustadas en
potencia activa y reactiva.
• Análisis del Flujo de Carga
Para verificar cuál es la demanda y las pérdidas totales del sistema: 1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis ”
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4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Reporte Total del Sistema.
Para verificar cuál es la demanda y las pérdidas de un área en particular:
1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis ”
4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Reporte del Área
- En Selección: \Curso\Ecuador 2002\Norte
Para ver cuál es el flujo de potencia que entra y sale de cada barra:
1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis”
4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Barras/Terminal
2.3.5 CONTROL SECUNDARIO L3
- El control secundario hace posible controlar el ángulo de una subestación
en particular controlando la potencia activa entregada por un grupo de
máquinas sincrónicas.
- En un control secundario, la cantidad de potencia activa necesaria para
controlar el ángulo se distribuye entre los generadores.
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- El control secundario permite dos maneras diferentes de distribuir la
potencia activa requerida entre los generadores participantes:
- Según la Potencia Nominal.- La potencia activa requerida se distribuye
entre las máquinas sincrónicas de acuerdo con su potencia nominal.
- Ajustes Individuales.- La potencia activa requerida se distribuye entre las
máquinas sincrónicas de acuerdo con las participaciones que el usuario
defina manualmente.
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2.3.6 AJUSTE DEL FLUJO DE CARGA L3
DIgSILENT ejecuta el flujo de carga aun cuando existan elementos aislados del
sistema sin necesidad de especificarle ninguna opción.
Para listar elementos no conectados: 1) Menú “Salida”
2) “Flujo de Carga/Corto Circuito”
3) “Chequear Topologia de la Red… ”
4) Buscar: Elementos de la red desconectados.
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Cuando un flujo de carga no de convergencia con toda la demanda, usualmente
se prueba posteriormente si da convergencia con la carga dependiendo del
voltaje, los índices que se emplean en este caso se definen desde el tipo de carga.
Para ver una tabla con el despacho de cada máquina: 1) Seleccionar el icono “Edición de objetos relevantes para el cálculo ”
2) Seleccionar: *.ElmSym
3) Seleccionar la hoja: “Datos Flexibles.”
Se puede visualizar las potencias y voltajes de cada grupo generador es posible
también desde este Filtro de Objetos cambiar los parámetros de ajuste, tales
como el número de unidades, la potencia activa o reactiva despachada, las
tensiones de campo o incluso el tipo de operación.
De igual manera se puede realizar todos los ajustes en los transformadores y
compensaciones que sean necesarios.
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Ya que este filtro de objetos presenta sólo elementos de un solo tipo en forma de
una Dirección de Datos , se puede manipularse como si fuera una información en
Excel, puede ordenarse por cualquier columna o puede cambiarse un valor a
varios elementos en un solo paso.
Cuando un generador se despacha con potencia cero, la máquina queda
conectada al sistema entregando o absorbiendo reactivos, por esta razón es
necesario desconectarlo de la barra abriendo el “Cubículo ” que lo conecta.
Los Cubículo se encuentran dentro de la carpeta de la subestación. De igual
forma, se debe proceder para desconectar las compensaciones de potencia
reactiva.
La información que se muestra en la hoja Datos Flexibles puede personalizarse
para cada uno de los elementos del sistema, de manera que es posible agregar o
quitar columnas de información.
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2.3.7.- CREACIÓN DE CASO DE ESTUDIO L3. Para expandir el sistema partiendo de lo que ya se tiene modelado y sin perder
nada de la configuración y el ajuste del sistema actual, es necesario crear un
nuevo caso de estudio que puede llamarse Estudio.
- Se debe dirigir al icono que muestra la flecha “Nuevo Objeto” hacer un clic
y aparece una ventana con las opciones que se va describir.
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En el estudio se crea una caja de resultados y un evento para cada una de las
líneas.
La creación de la caja de resultados es de la siguiente manera:
- En Filtro :Elementos de una Red.
- En Elemento : Resultado.
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La creación de los eventos es:
- Dirigirse a nuevo objeto
- En filtro: Otros elementos
- En elemento: Evento de simulación
Una vez creada la caja de resultados y los eventos proceder a realizar el estudio.
2.3.8.- CAMBIO DE DEMANDA L3.
- En la barra de herramientas principal se selecciona el icono Editar objetos
relevantes para el cálculo.
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- En la lista que se despliega el icono Carga General , muestra una lista de
todas las cargas de las áreas que componen el sistema.
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- En la carpeta Flujo de carga , se selecciona la columna de Potencia Activa y
pulsando el botón derecho del ratón se selecciona Modificar Valor(es).
- En la caja de dialogo se selecciona relativo , el objetivo fundamental es cuando
se desea realizar un estudio a futuro solo cambiar el porcentaje de aumento en la
demanda y se puede realizar un estudio sin ningún problema a futuro.
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2.3.9.- CÁLCULO DE CORTO CIRCUITOS L3. En el menú principal seleccionar calcular corto circuito
Luego se escoge el método para aplicar el corto circuito.
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Para calcular el nivel de cortocircuito en una línea: - Seleccionar el icono “calcular corto circuito” . - Método : Se selecciona el método con el cual se quiere calcular el nivel de corto,
si se selecciona “según IEC” el nivel de cortocircuito se calcula tomando como
condición inicial el perfil de voltaje del flujo de carga del sistema.
- Tipo de Falla : Se selecciona el tipo de corto que se quiere calcular. - Calcular : Se indica si se va a calcular un nivel de cortocircuito máximo o mínimo.
2.3.10.- CREACIÓN DE GRÁFICAS DE RESULTADOS Para graficar las variables de monitoreo:
- Seleccionar la ventana de gráfico.
- Seleccionar el icono Insertar nuevo gráfico , de esta manera se crea una
nueva hoja en la ventana de gráfico activo.
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- Seleccionar el icono Añadir nuevo VI(s) . - En Objeto se selecciona el tipo de Instrumento Virtual que desee
emplearse.
- En Número de VI(s) se indica el número de gráficas que se quieren tener
en la hoja.
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CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LOS FLUJOS DE POTENCIA DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN.
3.1 INTRODUCCIÓNL2 El flujo de potencia es la denominación que se da a la solución de estado
estacionario de un sistema de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas
de generación, carga y topología de la red.
Los análisis de flujos de potencia consisten en obtener las condiciones de
operación en régimen permanente de un sistema de energía eléctrica, más
concretamente dados los consumos en cada nodo, y la potencia generada por los
alternadores, se trata de encontrar los voltajes en los nodos y los flujos de
potencia por las líneas y los transformadores.
En la operación diaria, constituye la base del análisis de seguridad del sistema, los
análisis de flujos de carga, se ejecutan periódicamente para identificar posibles
problemas de sobrecargas o voltajes inaceptables, como consecuencia del
crecimiento de la carga o cuando ocurre algún cambio brusco en la topología de la
red.
En la planificación permite simular el estado en que se encontrarían los distintos
escenarios que se estén analizando ante una demanda estimada.
Los análisis de los flujos de potencia son de gran importancia en la planificación y
diseño de los futuros proyectos de expansión del sistema de potencia como
también en la determinación de las de las mejores condiciones de operación de
los sistemas ya existentes.
En el estudio de los flujos de potencia se tiene en cuenta la magnitud y el ángulo
de fase del voltaje en cada barra, la potencia activa y reactiva que fluyen en cada
línea.
El estudio se va a dedicar a los flujos de potencia en los escenarios seco y lluvioso
para los tres casos de demanda: demanda mínima 03:00 AM, demanda media
12:00 PM, y demanda máxima 19:00 PM, en un día típico de la semana
(miércoles). L2
Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica, Antonio Gómez.
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El análisis se lo hace en base a un macro que es de mucha utilidad en el DIgsilent
llamado Transformer el cual permite cargar los datos reales de despacho en el
programa, una vez cargados se debe comparar con los despachos reales del
CENACE de esa manera se obtiene los despachos reales en cada uno de los
generadores.
El objetivo principal es mantener la estabilidad en todo el sistema de potencia una
vez equilibrado todos los casos en el siguiente capítulo se va realizar los
diferentes estudios para recierres en líneas de 230kV.
A continuación se va analizar los flujos para las demandas mínima, media, y
máxima para el escenario seco y lluvioso.
3.2 CARACTERÍSTICAS L5
La solución obtenida con la aplicación del Digsilent consiste en conocer los niveles
de voltaje de todas las barras del sistema, tanto en magnitud como en ángulo, el
flujo de potencia por todos los elementos de la red y de las perdidas.
El flujo de potencia es extensamente utilizado en planeamiento de la expansión,
planeamiento operativo y en control de tiempo real del sistema eléctrico de
potencia.
El único elemento de un sistema eléctrico de potencia que puede producir
potencia activa (P) es el generador.
El control de la Potencia Activa (P) no se lo puede hacer con la ∆v, sino con el
control de la velocidad del generador probando finalmente un cambio en el ángulo
(∂).
Se debe controlar el flujo de la potencia reactiva (Q), si genero (Q>0) o absorbe
(Q<0), vars en el sistema.
L5 Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia.
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Cuando se provoca una variación en P hay que recordar que en el sistema total
debe existir un equilibrio en la potencia.
∑ += LCG PPP Ec : 1
PG = potencia de generación
PC = potencia de la carga
PL = potencia de las pérdidas
Si en un generador existe un aumento de la potencia (P), en otro generador del
mismo sistema debe existir una caída o una disminución de la potencia (P), para
que siempre exista un equilibrio en la potencia
En un sistema eléctrico de potencia.
Si un generador se acelera entonces la frecuencia aumenta, mientras que si un
generador se desacelera la frecuencia disminuye.
� Con respecto al comportamiento si:
P > 0 se comporta como un generador entonces entrega MW.
P < 0 se comporta como un motor entonces consume MW.
Q > 0 sobreexcitado, trabaja como capacitor entonces entrega VARS al sistema, la
corriente de campo aumenta.
Q < 0 subexitado, trabaja como inductor entonces absorbe VARS del sistema, la
corriente de campo disminuye.
� Luego para controlar:
P : se controla regulando la velocidad.
Q : se controla regulando el voltaje de excitación.
44
3.3 CURVA DE CAPABILIDAD DEL GENERADOR
En la zona de operación, el factor importante es la potencia S que se inyecta al
sistema se la puede expresar como:
22 QPSP += Ec : 2
Para el análisis de los flujos de potencia, se debe primero analizar a los elementos
que conforman el sistema, principalmente:
- Generadores
- Transformadores
- Líneas de Transmisión
- Carga
Luego hay que realizar un esquema de problemas:
45
- Seleccionar a las máquinas que trabajan en un estado del sistema, ya que
no todas las máquinas trabajan.
- Determinación de la carga.
- Optimización, mínimos costos.
- Asignación de la barra oscilante (barra que asume todas las pérdidas que
existen), y las barras de generación.
El siguiente paso es modelar el problema.
- Modelo del Sep
- Modelo de Red
- Modelo de Análisis
- Modelo de Solución.
Para lo cual se requiere
- Plantear una configuración del sistema de Transmisión.
- Determinar los voltajes de la red (v, ∂), los flujos de P en los elementos, con
lo cual se puede determinar las perdidas.
Identificar y determinar:
- Variables de estado, ),( ∂= vx
- Variables de control, ),( GG vPu =
Existen varios métodos para determinar un flujo de potencia, para el estudio en el
Digsilent se va a calcular mediante el Método de Newton Raphsón Clásico.
A continuación se va a dar una breve introducción de este método.
46
3.4 PLANTEAMIENTO DEL FLUJO DE POTENCIA L6
En el análisis del flujo de potencia se asume una red trifásica balanceada, de tal
manera que se lo represente por un diagrama de secuencia positiva con
parámetros serie lineales concentrados y ramas en derivación.
La ecuación de equilibrio del sistema se lo plantea utilizando el sistema de
referencia nodal.
[ ]
[ ].
.tan
.
:
3:
referencialaamedidosbarradevoltajeEB
barrasdeciaadmimatrizYB
barraslasainyectadasnetascorrientesIB
quelaEn
EcEBYBIB
==
=
⋅=
La ecuación (3) es un sistema de ecuaciones lineales, del cual fácilmente se
podría determinar las variables de estado EB para ciertas corrientes netas
inyectadas a la red IB .
Pero en la situación real de un sistema de potencia, no se conocen las corrientes
inyectadas a cada una de las barras, sino las potencias en varias de ellas y no en
todas, debido a que no se conocen las pérdidas de la red.
Es por ello que el planteamiento analítico del flujo de potencia requiere de cuatro
variables en cada barra ( p, q) del sistema, las cuales son.
Pp potencia activa neta inyectada.
Qp potencia reactiva inyectada neta.
Vp magnitud de voltaje.
L6 ARGUELLOARGUELLO Gabriel, Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia, capitulo 2 página 13, edición
47
P∂ ángulo de voltaje.
Solamente dos de estas variables pueden definirse a conocerse a priori, el
problema del flujo de potencia es el de encontrar las dos restantes para cada
barra.
De esta forma, haciendo correspondencia con el sistema físico es posible
catalogar a las barras en los siguientes tipos o clases:
Barra de carga o de voltaje no controlado PQ, es aquella barra en la que se puede
definir o especificar la potencia inyectada Pp + jQp , en el sistema físico esta
corresponde a un centro de carga tal como una ciudad, una subestación que
alimenta una industria, y en las que la demanda del consumo es predecible.
Además, se asume que Pp y Qp no son afectadas por variaciones pequeñas de
voltaje, que es lo normal en condiciones de estado estable.
Las incógnitas de esta barra son Vp y P∂ .
Barra de generación o de voltaje controlado PV, es aquella barra en la que se
puede definir o especificar la potencia activa neta inyectada Pp y el voltaje Vp que
se puede mantener en esa barra mediante inyección o soporte de potencia
reactiva.
Estas barras son aquellas en las que existe generación y en las cuales Pp se
puede fijar a cierto valor mediante el regulador de velocidad ejecutando control
sobre la potencia mecánica de la turbina y, Vp mediante el regulador que controla
la corriente de excitación, pero también puede ser una barra en la que se pueda
controlar la potencia reactiva para mantener el voltaje Vp, tal como aquella en que
48
existan motores sincrónicos o compensadores en general, las incógnitas de esta
barra son Qp, P∂ .
Barra oscilante V, P∂ , esta es una barra que hay que seleccionar en el sistema y
en la que se especifica el voltaje en magnitud y ángulo Vp, P∂ . Ésta es una barra
única y su necesidad aparece porque las pérdidas no pueden conocerse de
antemano y por lo tanto la potencia activa no puede especificarse en todas las
barras, es común tomar una de las barras de generación del sistema oscilante.
Las incógnitas de esta barra son Pp y Qp.
Las barras mencionadas son los tres tipos de barras que se definen en el flujo de
potencia, siendo además la potencia neta la diferencia entre la potencia de
generación y la carga que exista en dicha barra.
Con estas consideraciones mencionadas, se observa como se transforma el
sistema de ecuaciones de equilibrio de la red.
[ ] EBYBIB ⋅= Ec: (1)
De la ecuación de equilibrio, la corriente inyectada en cualquier barra p es:
∑ ⋅=q
qpqP EYI Ec :(2)
Donde los términos de la matriz admitancia de barra son:
pqpq
ppqpp
yY
yY
−=
=∑
pqy son las admitancias de los elementos entre las barras p y q.
Y por definición:
49
∑ ⋅=⋅=+=q
pqpppppp EqYEIEjQPS *** Ec: (3)
Donde:
qqqqq senjVVE ∂+∂= cos
Entonces las ecuaciones de potencia para la barra p son:
)5(:)cos(
)4(:)cos(
EcpqBpqpqsenGpqVpVqQ
EcpqsenBpqpqGpqVpVqP
qp
qp
∂⋅−∂⋅=
∂⋅+∂⋅=
∑
∑
qppq ∂−∂=∂
Las ecuaciones (4) y (5) se denominan forma polar de las ecuaciones de potencia,
debido a que el voltaje se expresa en coordenadas polares.
Por lo tanto, el sistema de ecuaciones a resolver para la solución de un flujo de
potencia, cuando existen n barras de las cuales existen m barras de carga y 1
oscilante, y n-m barras de generación se expresa:
( )npVQQ
npVPP
pp
,...2),(
,..2,
=∂=
=∂= Ec: (6)
El sistema de ecuaciones (6) se lo expresa mediante las ecuaciones, (4) y (5)
estas ecuaciones son un sistema de ecuaciones no lineales y requieren de
técnicas iterativas de solución tales como de Gauss o Newton Raphsón.
La solución de este sistema de ecuaciones es la solución del flujo de potencia, ya
que se determinan las variables de estado de la red EB, con lo cual es posible
luego calcular fácilmente los flujos de potencia por los elementos, las pérdidas en
la generación de la barra oscilante y la generación reactiva en las barras de voltaje
controlado, así el flujo de potencia conectado entre una barra p y q es
50
( )[ ] )7(:****** EcyEyEEEIES poppqqpppqppq ⋅+−=⋅=
La potencia generada por una barra oscilante es:
)8(:**11
*111 EcEYEIES q
qq∑⋅=⋅=
La potencia reactiva generada en las barras de tensión controlada.
∑ ⋅⋅=⋅= )9(:)()( *** EcEYEIIEIQ qpqpmppmp
La potencia activa de pérdidas.
∑=p
pL PP Ec: (10)
La potencia reactiva de pérdidas es el sumatorio de todas las fuentes de potencia
reactiva (generadores, líneas, condensadores), menos el sumatorio de la potencia
activa de la carga.
Método de solución del Flujo de Potencia
3.4.1 MÉTODO DE NEWTON_RAPHSON (N-R CLÁSICO) L6
El método de Newton Raphsón transforma el sistema no lineal de ecuaciones en
un conjunto de ecuaciones lineales y mediante un proceso iterativo se llega a la
solución del problema de solución.
La linealización de las ecuaciones se basa en la expansión de las funciones no
lineales en series de Taylor alrededor del punto de solución.
51
Así el sistema no lineal de ecuaciones en forma polar se transforma en :
npVV
QQQ
npVV
PPP
qq q
pq
q q
pp
qq q
p
q
pp
,...2
,...2
=∆⋅∂∂
+∂∆⋅∂∂
=∆
=∆⋅∂∂
+∆⋅∂∂
=∆
∑∑
∑∑
δ
δδ
Ec: (11)
Estas ecuaciones en forma matricial nos dan las ecuaciones de flujo de potencia
por el método de Newton Raphsón .
∆∆
⋅
=
∆∆
V
VLJ
NH
Q
P δ Ec: (12)
El objetivo de la división de q
p
VV∆
no afecta numéricamente el algoritmo pero es
de mucha ayuda para simplificar términos del Jacobiano, (matriz formada por H, N,
J, L ).
Los términos de la diagonal principal son:
mpVBQVV
QL
mpVGPQ
J
npVGPVV
PN
npVBQP
H
pppppp
ppp
ppppp
ppp
pppppp
ppp
ppppp
ppp
,...2
,...2
,...2
,...2
2
2
2
2
=⋅−=⋅∂∂
=
=⋅−=∂∂
=
=⋅+=⋅∂∂
=
=⋅−−=∂∂
=
δ
δ
Ec: (13)
Los elementos fuera de la diagonal son:
52
( )
)cos(
)cos(
)cos(
cos
pqpqpqpqqpqq
ppq
pqpqpqpqqpq
ppq
pqpqpqpqqpqq
ppq
pqpqpqpqqpq
ppq
BsenGVVVV
QL
senBGVVQ
J
senBGVVVV
PN
BsenGVVP
H
δδ
δδδ
δδ
δδδ
⋅−⋅⋅=⋅∂∂
=
⋅+⋅⋅−=∂∂
=
⋅+⋅⋅=⋅∂∂
=
⋅−⋅⋅=∂∂
=
Ec: (14)
Una observación debe tener muy en cuenta que los términos, Hpq = Lpq y que
Npq = -Jpq. Los subíndices p,q varían para Hpq (p, q=2,…n), Npq (p=2,…n ,
q=2,…m) , Jpq(p=2,…m , q=2,…n), Lpq(p , q = 2,…m); en todos los casos p≠q .
3.4.2 ALGORITMOS EMPLEADOS PARA LA SOLUCIÓN DEL MÉT ODO NEWTON RAPHSONL6. Se ha establecido anteriormente que el flujo de potencia no es sino un conjunto de
ecuaciones no lineales y que aplicando el método de N-R se las linealiza
asumiendo valores iniciales.
En general hemos visto que estas ecuaciones lineales tiene la forma:
[ ] EJS ∆⋅=∆
Procesos:
1.- Leer los datos de entrada (topología de la red, impedancia de elementos,
potencia y voltajes especificados según el tipo de barra).
2.- Formar la matriz admitancia de barra YB.
3.- Asumir valores iniciales para todos los voltajes EB(o)(v,∂ o ,f).
4.- Calcular las diferencias ∆S(∆P, ∆Q)
∆P = P especificado – P calculado
53
∆Q = Q especificado – Q calculado
Para calcular los valores de P y Q calculados se los determina mediante el empleo
de las ecuaciones (4),(5).
5.- Evaluar los términos del Jacobiano H, N, J, L, con las ecuaciones (13),(14),
para la forma polar.
6.- Efectuar la operación [ ] SJE ∆⋅=∆ −1
7.- Calcular los nuevos voltajes.
EEE oBB ∆+= )(
8.- Calcular la potencia reactiva de las barras de generación y determinar si
excede en los límites, en caso de que esto ocurra cambiarla a barra de carga
haciendo Q = Qlim; en este caso la barra de generación no puede mantener el
voltaje especificado.
En la siguiente iteración hay que probar si puede mantener voltaje con el valor de
Vp calculado y volverla a barra PV, si hay cambio de tipo de barra volver a 4, caso
contrario continuar.
9.- Probar convergencia ε≤∆E o también εppQP ∆∆ ,
10.- Si no existe convergencia volver a 4, caso contrario EB es la solución del flujo
de potencia.
11.- Calcular el flujo de potencia por los elementos, la potencia generada por la
barra oscilante, la potencia reactiva de las barras de tensión controlada y la
pérdida del sistema.
El Digsilent ocupa este método para calcular el flujo de potencia por eso hemos
descrito la manera de calcular, ya que la ventaja que nos brinda el programa con
54
las técnicas de programación que explotan la dispersión del Jacobiano y con el
proceso ordenado de factorización, el método de N-R es el mas rápido y eficiente,
en la actualidad para resolver el flujo de potencia de sistemas de potencia.
El número de iteraciones es prácticamente independiente del sistema, debido a
sus características de convergencia.
El tiempo por iteración crece linealmente con el número de barras, por tanto el
tiempo total de solución varia con N.
A continuación se va a ver un ejemplo como se calcula con Newton Raphson
Clásico, este método emplea el Digsilent.
Resolución del siguiente sistema de potencia utilizando el método de Newton-Raphson.
( )∑=
+=n
qpqpqpqpqqpp BGVVP
1
sincos δδ
( )∑=
−=n
qpqpqpqpqqpp BGVVQ
1
cossin δδ
Para el sistema propuesto:
( )2121212112222
22 sincos δδ BGVVGVP ++=
( )2121212112222
22 cossin δδ BGVVBVQ −+−= Como δ1 = 0º, se tiene:
( )22122112222
22 sincos δδ BGVVGVP ++=
55
( )22122112222
22 cossin δδ BGVVBVQ −+−=
6154.9923.11.002.0
112 j
jy −=
+=
−+−+−−
=
=
6154.9923.16154.9923.1
6154.9923.16154.9923.1
2221
1211
jj
jj
YY
YYYB
⋅
⋅∂∂
∂∂
⋅∂∂
∂∂
=
2
2
2
22
2
2
2
22
2
2
2
2
2
V
VV
V
VV
PP
Q
P ∆δ∆
δ
δ∆∆
⋅
−−+−−=
2
2
2
222
22222
22
222
22222
22
2
2
V
VBVQGVP
GVPBVQ
Q
P ∆δ∆
∆∆
⋅
−−+−−=
−
2
2
1
222
22222
22
222
22222
22
2
2
2
Q
P
BVQGVP
GVPBVQ
V
V∆∆∆
δ∆
Primera Iteración: Sea 98.02 =
OV y º52 −=
Oδ
( ) ( )[ ]
( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )[ ]1482.0
º5sin6154.9º5cos923.1198.0923.198.01
sincos,2
22122112222
2222222
−=−+−−+−−=
++−=−=
BGVVGVPVPPPOOOOO
δδδ∆
( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )[ ]
5116.0
º5cos6154.9º5sin923.1198.06154.998.05.0
cossin,2
22122112222
2222222
−=−−−−+−−−−=
−+−−=−=
BGVVBVQVQQQOOOOO
δδδ∆
−×−
=
−−
⋅
−=
−−
0618.0
1085.9
5116.0
1482.0
735.8847.2
847.0735.9 31
2
2
2
V
V∆δ∆
56
( ) 9194.00618.0198.01
º564.5º564.0º5
2
222
222
1
1
=−=
+=
−=−−=+=
O
O
O
V
VVV
∆
δ∆δδ
Segunda Iteración:
( ) ( )[ ]( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )[ ]
3
2
22122112222
2222222
1067.8
º564.5sin6154.9º564.5cos923.119194.0923.19194.01
sincos,11111
−×−=
−+−−+−−=
++−=−=
BGVVGVPVPPP δδδ∆
( ) ( )[ ]
( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )[ ]4
2
22122112222
2222222
10587.9
º564.5cos6154.9º564.5sin923.119194.06154.99194.05.0
cossin,11111
−×−=−−−−+−−−−=
−+−−=−=
BGVVBVQVQQQ δδδ∆
×−×−
=
×−×−
⋅
−=
−
−
−
−−
4
4
4
31
2
2
2
106.4
1071.9
10587.9
1067.8
629.7626.2
626.0629.8
V
V∆δ∆
( ) 919.0106.419194.01
º62.5º056.0º564.5
4
2
222
222
1
12
12
=×−=
+=
−=−−=+=
−
V
VVV
∆
δ∆δδ
De donde se obtiene que:
001.0919.0
001.0º62.5
2
2
<=<−=
εεδ
con V
con
Determinación de la potencia inyectada en el nodo 1:
( )1212121221112
11 sincos δδ BGVVGVP ++=
( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( ) 0766.1º92.5sin6154.9º92.5cos923.1919.01923.11 21 =+−+=P
( )121212122111
211 cossin δδ BGVVBVQ −+−=
( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( ) 644.0º92.5cos6154.9º92.5sin923.1919.016154.91 2
1 =−−+−−=Q Potencia de Pérdidas:
0766.010766.1 =−=LP 144.05.0644.0 =−=LQ
57
3.5 CARACTERISTICAS PARA CORRER FLUJOS DE POTENCIA L7.
Niveles de Voltaje
El transmisor debe mantener los niveles de voltaje en las barras de 230kV y 138kV
dentro de la banda de +5%/-5% del voltaje nominal, para el caso de las barras de
69, 46, 34.5 kV el transmisor debe mantener los niveles de voltaje dentro de la
banda de +3%/-3% del voltaje nominal.
Otro punto sumamente importante es que únicamente en las barras de 138kV de
las subestaciones Portoviejo, Trinitaria, Chone, Machala, Salitral, Santa Elena,
Esmeraldas, Tulcán, Ibarra y Loja, se aceptara una variación en la banda de +5%/-
7% del voltaje nominal en las horas de demanda media y punta.
Factor de Potencia en los puntos de entrega.
Los Grandes Consumidores y los Distribuidores conectados directamente al S.N.I
deben tener en cuenta en cada uno de los puntos de conexión un factor de
potencia dentro de los siguientes límites:
Para demanda media y máxima ,0.96 o superior inductivo.
Para demanda mínima, 0.99 o menor inductivo.
Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribución y
hasta tanto se completen los estudios por parte de los distribuidores en conjunto,
con el CENACE, se acoplarán a un factor de potencia dentro de los límites
siguientes.
Para demanda media y máxima, 0.95 o superior inductivo.
Para demanda mínima, 1 o menor inductivo.
L7 Plan de Expansión del Sistema Nacional Interconectado.
58
Cargabilidad
Para condiciones de operación normal las líneas no deben operarse a mas de
100% de la capacidad de transporte según el diseño para la operación normal del
sistema en estudio.
Estado Transitorio
La tensión máxima transitoria permitida en el sistema durante un rechazo de carga
es 1.3 pu.
Criterios de Confiabilidad
Para la operación confiable del SNI debe permanecer estable sin afectar la
demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos de 230kV.
El SNI debe mantenerse estable ante cualquier contingencia de los circuitos de
una de las líneas que ocupen la misma torre, para estos casos el CENACE
implementa esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia
con el objetivo de mantener la estabilidad.
3.5.1 REGULACION DE VOLTAJE L8.
Es la habilidad del sistema para controlar el voltaje, manteniéndolo dentro de los
límites tolerables. El control lo realiza el generador por medio de la potencia
reactiva, el transmisor con capacitores y/o reactores, y el distribuidor por medio del
factor de potencia de las cargas.
PARA INCREMENTAR EL VOLTAJE
- Conexión de líneas.
- Conexión de capacitores o desconexión de reactores. El orden de operación de
estos equipos estará supeditado a su ubicación en el SNI.
- Reguladores de voltaje o excitación de unidades de generación.
L8
Curso de Control de Voltaje, CENACE
59
- Regulación de voltaje con el cambiador de Taps bajo carga (LTC) de
Transformadores se ejecutará asegurando el perfil de voltaje en la red de
transmisión y la reserva de potencia reactiva indicada para esa red.
- Unidades Forzadas.
PARA DISMINUIR EL VOLTAJE - Conexión de reactores o desconexión de capacitores. El orden de operación de
estos equipos estará supeditado a su ubicación en el SNI
- Reguladores de voltaje o excitación de unidades de generación. - Regulación de voltaje con el cambiador de Taps bajo carga (LTC) de
Transformadores. La operación de estos se ejecutará asegurando el perfil de
voltaje en la red de transmisión y la reserva de potencia reactiva indicada para esa
red.
3.5.2 CONCEPTOS BÁSICOS PARA EL CONTROL DEL VOLTAJE L9.
En la operación de sistemas de potencia el control de voltaje es una función
prioritaria, el objetivo de este control es ajustar todos los voltajes nodales dentro
de una banda operativa.
Esto hace que la solución del problema sea más compleja, comparada con el
control de la frecuencia, ya que se tiene un problema multivariable.
Se debe recordar que en estado estable se tiene un valor de frecuencia único en
el sistema, en cambio todos los voltajes pueden ser diferentes.
En el análisis de este tema se relaciona el flujo de potencia reactiva con el perfil de
voltaje del sistema, siendo muy importante la localización de fuentes de potencia
reactiva y la estructura del sistema de transmisión.
Otra característica interesante del problema, que agrega complejidad a la solución
es la generación y consumo variable de la potencia reactiva en elementos de
transmisión y transformación.
L9ABOYTES Florencio, Control de Voltaje en Sistemas Eléctricos de Potencia.
60
3.5.2.1 FLUJO DE REACTIVOS – CONTROL DE VOLTAJE L10.
Si se consideran dos nodos unidos por una referencia figura 3.1, el flujo de
potencia reactiva se puede expresar en función de las magnitudes de voltaje y la
diferencia angular.
La expresión resultante para el flujo de i a j es la siguiente.
( )∂⋅−= cosVjViVj
ViQij Ec: (1)
En la Ec: (1) se observa que el flujo de potencia reactiva depende del signo del
término entre paréntesis, es decir, de la diferencia de las magnitudes de voltaje
entre los extremos del elemento. De esta manera, para diferencias angulares
pequeñas, la potencia reactiva tendera a circular del mayor voltaje al menor
voltaje.
El consumo de potencia reactiva en el elemento de transmisión se obtiene
sumando los flujos en direcciones opuestas.
QjiQijQp +=
De acuerdo a Ec (1) se obtiene.
∂−+= cos222
ijijij x
ViVj
x
Vj
x
ViQp Ec: (2)
Las pérdidas reactivas en la Ec: (2) dependen en forma aproximada de la
diferencia de voltajes al cuadrado, de esta manera el consumo de reactivos en
L10 Introducción a los sistemas eléctricos de potencia, Gabriel Arguello.
61
la reactancia tiene un comportamiento no-lineal, incrementando el consumo de
reactivos a medida que se tiene una diferencia de voltaje mayor.
Para ilustrar en forma esquemática el flujo de potencia reactiva se presentan los
casos de la figura 1.
Del análisis de las ecuaciones de flujo de reactivos y de los diagramas fasoriales
se puede resumir lo siguiente:
• El flujo de reactivos produce una caída de voltaje que depende de la
reactancia del elemento.
• La diferencia de voltajes incrementa el consumo de potencia reactiva en la
reactancia del elemento de transmisión.
• Las pérdidas reactivas tienen un comportamiento no-línea, con cambios
crecientes al tener una diferencia de voltaje mayor.
• La distribución de flujos reactivos en los extremos de la línea depende de la
corriente de carga y del consumo de reactivos en la reactancia de
transmisión.
3.5.3 DESPACHOS REALES DE LOS FLUJOS DE CARGA
En el (anexo1) se puede apreciar claramente cada uno de los escenarios seco, y
lluvioso, en demanda mínima, media y máxima, con sus respectivos flujos de
potencia.
El estudio se hace en base a un día típico para escenario seco y lluvioso.
Para realizar el estudio en Digsilent con estos días se utiliza un macro llamado
TRANSFORMER, el cual toma los datos del despacho real del CENACE, una vez
cargados esos días en la base de nuestro programa se inicia el estudio.
62
Primero se debe correr flujos, de manera que exista convergencia, el
TRANSFORMER es una herramienta de mucha importancia pero, tenemos que
fijarnos cada uno de los generadores que están siendo despachados por el
CENACE de manera que sea todo en datos reales ver en el (anexo 3 ), además se
encuentra las tablas con los datos que toma el TRASFORMER, que como se
analizo este macro toma todos los datos de despacho real.
En el (anexo 2 ) se identifica cada uno de los diagramas unifilares del anillo de
230kV, están clasificados por zonas.
La finalidad de clasificar por zonas es que en cada una podemos observar
claramente cada uno de sus elementos de la red.
Para la convergencia de cada uno de los escenarios se tomo los datos reales de
despacho del CENACE para los días:
- Escenario Seco : 05-Octubre-2005
- Escenario Lluvioso : 18-Mayo-2005
A continuación se puede apreciar la manera de operar en el programa Digsilet
para obtener los flujos en los diferentes escenarios.
3.6 CÁLCULO DE FLUJOS DE POTENCIA EN EL POWER FACT ORYL3.
Una vez creados todos los elementos del sistema de potencia y asignado a cada
uno sus respectivos parámetros eléctricos, se está en condiciones de correr un
flujo de carga del sistema.
Para ello se selecciona el icono “Calcule flujo de carga ”. Las opciones que
aparecen en la ventana de diálogo permiten correr el flujo de carga balanceado o
desbalanceado con las siguientes opciones que se presentan en el cuadro:
63
El primer paso es dirigirnos al icono que se ve en la gráfica que lleva el nombre de
Calcular Flujo de Carga, le activamos y obtenemos la siguiente grafica.
64
- Ajuste Automático de Taps de Transformador.- Mueve los cambia tomas
buscando una tensión objetivo en la barra indicada. Requiere que previamente se
haya habilitado esta opción en los transformadores.
- Considerar límites de potencia reactiva.- Ajusta automáticamente la tensión de
las plantas que exceden su límite de reactivos para que queden dentro de él.
- Flujo de carga con convergencia automática.- Ejecuta flujos de carga sucesivos
hasta encontrar convergencia, variando en cada etapa el nivel de dependencia de
las cargas con la tensión y, si es necesario, emplea un modelo lineal de flujo de
carga.
- Flujo de carga con el valor de la carga dependiente de la tensión en la barra.-
Ejecuta el flujo de carga considerando la dependencia de la carga con la tensión,
de acuerdo con los coeficientes especificados en el tipo de carga.
- Flujo de carga con verificación de tensiones y sobrecargas.- Reporta la lista de
elementos que están operando fuera de ciertos límites que se deben definir en la
carpeta Verificación/Simulación Desconexión.
65
- En la ventanilla de control de la potencia activa se puede ver claramente el
método a emplearse para resolver las ecuaciones para flujos de potencia, el
método empleado es Newton Raphson Clásico.
66
- En este cuadro se puede ver claramente las iteraciones que el programa
emplea para resolver el flujo de potencia, lo cual nos facilita mucho en el
cálculo ya que el Digsilent es una herramienta en la cual se puede
programar para obtener la solución de un flujo de potencia.
Una vez concluido el flujo de carga, en la Salida se reporta en cuántas iteraciones
obtuvo convergencia y todas las máquinas excedidas o ajustadas en potencia
activa y reactiva.
• Análisis del Flujo de Carga
Para verificar cuál es la demanda y las pérdidas totales del sistema: 1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis ”
4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Reporte Total del Sistema.
Para verificar cuál es la demanda y las pérdidas de un área en particular:
1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis ”
4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Reporte del Área
- En Selección: \Curso\Ecuador 2002\Norte
Para ver cuál es el flujo de potencia que entra y sale de cada barra:
67
1) Menú “Salida ”
2) Menú “Flujo de Carga/Corto Circuito ”
3) Menú “Análisis”
4) En la ventana que se activa seleccionar:
- Flujo de Carga/Simulación: Barras/Terminal
En el ejemplo se puede apreciar cada uno de los pasos para obtener un flujo
mediante la aplicación de Newton Raphson, luego calculamos las condiciones
iniciales con cada uno de los eventos a realizarse.
68
CAPITULO 4 RECIERRE TRIPOLAR
4.1 INTRODUCCIÒNL11
Los recierres automáticos son la operación de cierre de un interruptor, luego de un
retardo preestablecido que se realizara en forma automática después de la
apertura del mismo ordenada por el sistema de protecciones asociado.
Este tipo de recierre automático no se presenta en sistemas muy mallados o con
varias líneas en paralelo, ya que pueden presentarse problemas de estabilidad.
El recierre automático en las líneas de transmisión, es una práctica muy utilizada
en todo el mundo ya que mejora la confiabilidad del sistema eléctrico, esto se
debe a que la mayor parte de las fallas en una línea aérea son transitorias y
desaparecen luego de un tiempo, por lo tanto si se ajustan adecuadamente el
tiempo entre apertura ordenada por las protecciones y el recierre automático del
interruptor la falla habrá desaparecido y el servicio se mantendrá.
Las fallas transitorias son por lo general de origen atmosférico, las sobretensiones
que se inducen en las líneas producen descargas en los aisladores que pueden
autoextinguirse.
Otro tipo de fallas transitorias se debe a fallas por oscilación de conductores, por
acción del viento, además existen fallas temporarias es decir instantáneas
producidas por contacto de pájaros, ramas de árboles.
Las fallas permanentes son aquellas que no se pueden despejar con el disparo
L11
Power Systems Relaying Committee; Automatic Reclosing of Transmission Lines, IEE Transactions Vol 1
69
y recierre, un ejemplo de una falla permanente en las líneas de alto voltaje con un
cable totalmente descompuesto o estropeado, en este caso el cable debe ser
reparado antes de restituir el servicio.
4.1.2 HISTORIAL11.
Según el reporte escrito por la IEEE PSRC en 1984 el primer recierre fué aplicado
en el año 1900 en redes radiales, predominantes en las líneas de distribución.
Los recierres de alta velocidad (HSR) ,fueron usado por American Electric Power
System (luego conocido como American Gas & Electric) en 1935 .
Estudios realizados para diseño de los pararrayos con el objetivo de minimizar los
cierre de los disyuntores permitieron además determinar tiempos para la des-
ionización del arco, aplicaciones rápidas de recierres sobre líneas provocaron
desgastamientos en los materiales, por eso se vio obligado a realizar estudios de
recierres que tomen en cuenta el tiempo de des-ionización del arco.
Las razones para usar un recierre automático, en cualquier tipo de aplicación que
se refiere a la Distribución y Transmisión son:
1. Minimizar la existencia de interrupciones del cliente.
2. El mantenimiento de la estabilidad de sistema y la sincronización (disparos
rápidos/ recierres automáticos), en las líneas de transmisión.
3. Restauración de la capacidad de sistema y la confiabilidad con el mínimo de
apagones y menos gastos de los recursos humanos.
4. Restauración de las interconexiones de sistema críticos.
5. Restauración del servicio para cargas críticas
6. La reducción de la duración de falla, da como resultado menos daños
provocados por las fallas y menos fallas permanentes.
7. El uso de disparos rápidos y recierres automáticos de alta velocidad, para
prevenir los apagones permanentes, no son muy recomendables ya que no se
eliminan las fallas por completo.
8. El uso de disparos y recierres automáticos retrasados, permite que el tiempo
retrasado elimine las fallas por completo.
9. Habilitar subestaciones desatendidas.
70
4.1.3 DISPONIBILIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO L11.
Según las estadísticas sobre cantidad de fallas aleatorias que afectan al sistema
eléctrico de alta tensión son las siguientes:
83% falla monofásica ,a tierra.
9% falla fase a fase .
5% fallas fase a fase con puesta a tierra.
1,5% falla trifásica .
1,5% falla trifásica con puesta a tierra.
Por lo cual si se desea lograr una alta disponibilidad del servicio eléctrico de
transporte (línea en servicio), será necesario realizar recierre automático.
Como es conocido, al abrir y cerrar simultáneamente los interruptores de ambos
extremos de la línea (una o más veces), la falla transitoria desaparecerá,
restituyéndose el sistema eléctrico luego del recierre.
En caso que posteriormente al último recierre la falla continúe, (indicando una falla
permanente) el interruptor abrirá definitivamente.
Por lo cual para obtener el máximo beneficio del recierre, deberá tenerse en
cuenta:
- El máximo tiempo admisible por el sistema eléctrico para efectuar la
apertura y cierre de los interruptores, de manera que no salgan de
sincronismo de las barras conectadas a la línea.
- El tiempo de des-ionización de la zona del arco, de manera de imposibilitar
el nuevo encendido del arco al realizar el recierre.
- La máxima velocidad de apertura y cierre de los interruptores.
71
4.1.4 FINALIDAD La finalidad de este estudio es adjuntar varias ideas sobre la protección con
recierres y presentar una aplicación práctica y correcta sobre los recierres en las
líneas, de manera que poder mantener la estabilidad del sistema luego de
producirse una falla transitoria.
4.1.5 FUNDAMENTOS La puesta en práctica de un recierre automático requiere la evaluación de muchos
factores. Estos factores pueden variar dependiendo de la configuración de los
componentes del sistema
Los siguientes factores son fundamentales:
1. La elección del tiempo muerto.
2. La elección del tiempo de recierre.
3. La decisión de usar uno o múltiplos intentos de recierres.
Estos factores deben ser pensados para enfrentar cualquier tipo de problemas
que pueden surgir al realizarse un recierre automático.
La selección de los tiempos muertos del interruptor y de reposición del relé de
recierre, son de vital importancia en la aplicación de los esquemas de recierre
automático, la elección de un recierre automático rápido o lento tiene que ver
directamente con el tiempo muerto.
Decidir como escoger esta aplicación del recierre es influenciada por el tipo de
protección y el switcheo, dependen de la naturaleza del sistema, la estabilidad del
sistema y el efecto en varias cargas consumidas.
72
4.2 DEFINICIONES FUNDAMENTALES L11. Antes de continuar con las aplicaciones de un recierre automático, es muy
importante dar las siguientes definiciones.
La mayoría de estas definiciones están dadas por IEEE Standard Definitions for
Power Switchgear, IEEE Std. C37.100-1992.
Las definiciones que se van a describir se las pude ver en la figura 1, la cual
muestra la secuencia de eventos de una típica operación en un recierre
automático, en donde el disyuntor realiza el intento para cerrar el circuito luego del
disparo que se produce una vez eliminada toda la falla . En la grafica se puede
ver claramente dos condiciones que son:
- Un recierre exitoso en este evento se puede apreciar que la falla es transitoria -
Un cierre no existoso en el que perdura la falla.
Fig.1: Operación del recierre para una falla transitoria y una falla permanente
73
Para comprender mejor los términos empleados se va a dar algunas definiciones:
Tiempo de Recierre .- Es generalmente definido con el tiempo que toma el
disyuntor para abrir y cerrar la línea, tiempo medido entre el instante en que el relé
energiza el circuito de disparo hasta el instante en que los contactos del disyuntor
reacondicionan la línea, este período es la suma del tiempo utilizado por el
disyuntor y el tiempo del relé incluyendo además el tiempo muerto.
Tiempo Muerto.- Es el tiempo entre la extinción del arco y el primer
restablecimiento de la corriente de los contactos del polo durante la operación del
recierre, el tiempo muerto de la falla es el intervalo durante el cual línea fallada es
desenergizada todos los terminales.
Tiempo del arco.- Es el intervalo de tiempo entre el instante de inicio del arco y el
instante de extinción del arco en todos los polos.
74
Tiempo de Apertura.- Es el intervalo de tiempo comprendido entre la
energización de la bobina de disparo y la separación de los contactos del
interruptor.
Recierre Tripolar.- Las tres fases actúan simultáneamente en una operación de
recierre.
Ciclo Operativo.- En el esquema de la figura 3 se puede apreciar claramente la
secuencia de operación del relé, el disyuntor y cada uno de los intervalos de
tiempos para el estudio de recierres.
Fig. 3: Esquema de operación del recierre
El recierre en las líneas que se encuentran cercanas a los generadores deben
realizarse cuidadosamente de esa manera se evita transitorios que puedan causar
daños en los equipos.
La determinación de los tiempos muertos del disyuntor y de la reposición del relé
de recierre son muy importantes para la aplicación de los esquemas de recierre
automático.
Tiempo de recerrado del disyuntor.- El tiempo transcurrido entre la energización
de la bobina de disparo del disyuntor y el cierre de los contractos del disyuntor
para restablecer el circuito junto con los contactos primarios del disyuntor.
75
Tiempo de cierre en el disyuntor.- Es el intervalo de tiempo entre la iniciación
de operación de cierre y el instante cuando la continuidad en los polos metálicos
es restablecida.
Tiempo de Des-ionización.- Es la extinción del arco de falla de la línea, necesario
para asegurar la dispersión de de la ionización del aire de manera que cuando se
re-energiza la línea no exista este arco de falla.
Retardo de un recierre automático.- El retardo de tiempo para un recierre
automático de un disyuntor es por lo general amplio de manera que se elimine
todo el arco eléctrico.
Tiempo de Operación (disyuntor).- El tiempo de la energización de las bobinas
de disparo
Tiempo de Operación (protección).- Es el tiempo desde el inicio de la falla hasta
el cierre de los contactos de disparo, donde un relé auxiliar de disparo es
energizado.
Tiempo de Reposición.- Es el tiempo requerido después de uno o más
operaciones de conteo, para regresar a la posición inicial.
Tiempo de disturbio en el Sistema.- Es el tiempo entre el inicio de la falla y
cerrado exitoso de los contactos del disyuntor, de manera que el recierre sea
exitoso.
76
4.3 PRINCIPIO DE UN RECIERREL12.
4.3.1 Recierre Tripolar
En el recierre trifásico ante la presencia de una falla de cualquier tipo, el sistema
de protecciones abre el interruptor en forma trifásica y luego del periodo muerto o
denominado tiempo muerto el mismo se cierra.
Durante el tiempo que la línea queda desconectada en el lugar de descarga, existe
una zona de gas altamente ionizado que va disminuyendo hasta desaparecer, si
se aplica voltaje antes de que desaparezca la nube gaseosa el recierre será no
exitoso ya que la nube se convierte en un canal de descarga.
Por ese motivo el tiempo muerto de recierre tendrá que tener en cuenta la
característica del tiempo de extinción de arco, dicho tiempo para la apertura
trifásica se debe a los siguientes factores.
- Condiciones climáticas (viento y temperatura).
- Configuración del lugar de descarga.
- Voltaje de restablecimiento, modulo y velocidad de crecimiento.
- Un estudio en las líneas de alta tensión en Estados Unidos, donde se utiliza
la mayor parte recierres tripolares, recomienda que el tiempo muerto
empleado sea del orden de 400ms, el cual garantiza que la des-ionización
del arco se encuentra completamente extinguida.
En la práctica la aplicación del recierre tripolar es realizada sin restricciones salvo
aquellas condiciones inherentes a problemas de estabilidad, estudios que utilizan
recierres ultrarrápidos, se ha llegado a demostrar que producen solicitaciones en
los ejes de grandes generadores de turbinas de vapor, estas solicitaciones
producidas son vibraciones torsionales que fatigan los ejes del conjunto del
generador-turbina.
L12
Apuntes de Estabilidad para recierre.
77
El deterioro que se produce es de tipo acumulativo, por lo que superado el límite
de la vida útil de la máquina, pueden ocasionar daños irreparables.
Por lo que es recomendable no realizar recierres ultrarrápidos, en las cercanías de
las centrales con grandes generadores de turbinas de vapor.
La mayoría de las fallas pueden ser eliminadas cuando se utiliza correctamente
los disparos y recierres. La desenergización de las líneas debe ser en un tiempo
suficientemente largo de manera que se extinga el arco, luego automáticamente
recerrar la línea para restituir el servicio. Por lo tanto, un recierre automático
puede reducir el tiempo de apagón significativamente debido a las fallas y proveer
un nivel más alto en la continuidad del servicio para el cliente.
Para las fallas que son permanentes realizar un recierre automático cuando la
falla no ha sido eliminada completamente, puede causar efectos en la estabilidad
del sistema, particularmente en el sistema de transmisión.
Los análisis que se realiza en las simulaciones ayudan en mucho para determinar
cuando y donde usar un recierre principalmente en las líneas de transmisión.
4.4 APLICACIÓN DEL RECIERRE . La continuidad del servicio en las líneas de transmisión, el aumento del límite de
potencia transmitida el mantenimiento de la estabilidad del sistema aplicando el
recierre depende de:
- Tiempo de des-ionización, es muy importante para evitar el reencendido del
arco al momento de recerrarse los disyuntores, de manera que para
mantener la estabilidad del sistema y lograr un recierre exitoso el tiempo de
des-ionización tiene un tiempo mediano no instantáneo ya que puede
producir solicitaciones en los generadores a vapor.
- Tiempo máximo del recierre, este tiempo se analiza en base a la estabilidad
que el sistema mantiene, ya que es muy importante analizar los tiempos de
78
apertura del disyuntor además el tiempo que el relé emplea frente a una
falla.
Una de las aplicaciones fundamentales del recierre automático es mantener la
estabilidad y el sincronismo del sistema.
Existen varios criterios sobre los tiempos de des-ionización del arco y el tiempo de
máximo recierre, mientras mas rápido sea el tiempo de recierre, mayor potencia
puede ser transmitida sin perdidas de sincronismo pero la posibilidad de un re-
encendido del arco de falla es mayor como sucede en la vida práctica.
Cuando se produce un recierre no exitoso es muy perjudicial para la estabilidad,
es mejor que si no se aplicara recierre, por esta razón es prudente mantener la
línea desenergizada por un tiempo no menor al necesario para asegurar que la
posibilidad de reencendido del arco sea pequeña.
4.5 FACTORES QUE INTERVIENEN EN UN RECIERREL11. Los factores que intervienen en un recierre deben tener en cuenta: 1.- El tiempo máximo disponible para la apertura y cerrado del disyuntor sin la
pérdida del Sincronismo (el tiempo muerto máximo), este tiempo es en función de
la configuración del sistema y la potencia transmitida.
2.- El tiempo requerido para la des-ionización del arco, con el propósito de que el
arco se elimine por completo cuando el disyuntor es recerrado.
El tiempo de des-ionización del arco eléctrico puede ser calculado con el uso de
una fórmula que más adelante se lo va explicar, desarrollada de pruebas de
laboratorios y experiencias que se han suscitado en varios estudios.
3.- Características de las protecciones eléctricas. 4.- Características y limitaciones de los disyuntores. 5.- Elección del tiempo de reposición. 6.- Número de intentos para el recierre.
79
a.- ESTABILIDAD Y SINCRONISMO DEL SISTEMA L11. El problema de estabilidad afectado la planificación, explotación, control y
protección de los sistemas de energía eléctrica desde el comienzo del desarrollo
de los sistemas eléctricos en corriente alterna.
Por una parte la estabilidad del sistema ha impuesto límites en la utilización de las
redes de transporte de energía eléctrica.
La primera forma conocida del problema de estabilidad aparece cuando se plantea
la conexión de generadores hidráulicos a centros de consumo distantes, el
problema que se plantea es saber si un generador podría mantenerse funcionando
en sincronismo tras la ocurrencia de un cortocircuito en algún punto de su red de
transporte.
En otras palabras si el tiempo que invertían las protecciones e interruptores en el
despeje de la falla si era transitoria, era superior al denominado tiempo critico de
despeje de falla, en este caso de ser superior al tiempo crítico se hacía preciso
una modificación del diseño de la citada red de transporte, por ejemplo
construyendo líneas adicionales en paralelo a las iniciales consideradas.
Los estudios de estabilidad que evalúan el impacto de disturbios en el
comportamiento dinámico electromecánico de los sistemas de potencia son de dos
tipos: transitorio y de estado estacionario.
Un sistema de potencia se dice que está funcionando en un estado "estable" si: -Permanece funcionando en un estado operativo de régimen aceptable (las
variables eléctricas del sistema (tensión, corriente, etc.) se mantienen constantes
al pasar el tiempo y dentro de un rango de valores aceptables)
80
Los estudios de estabilidad se dedican a investigar la respuesta que tienen los
sistemas de potencia frente a diferentes tipos de perturbaciones, son importantes
desde el punto de vista de planificación y operación, pues los resultados que se
obtengan permitirán tomar las acciones debidas para evitar que el sistema opere
en condiciones de desequilibrio luego de ocurrir una contingencia y que
eventualmente pueden conducir a un colapso total o parcial del sistema, causando
pérdidas económicas.
-Selección clásica de las variables que se monitorean para decidir si el estado del
sistema es estable:
• Ángulos (posición) de los rotores de las máquinas (estabilidad "de ángulo")
• Voltaje de las barras de la red (estabilidad "de voltaje") Ejemplos de perturbaciones -Variaciones de carga -Cortocircuito en una línea → Actuación de protecciones → Cambio en
transferencias de potencia en la red → Cambios en velocidad de rotores y
tensiones de barra → Actuación de reguladores de voltaje, velocidad → Variación
de las potencias de las cargas → actuación de controles centralizados potencia-
frecuencia → Nuevo estado de equilibrio
81
PowerFactory 13.1.257
Red de 230 kV
SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA
Período Seco - Demanda Máxima
Anexo:
Flujo Carga Balanceada
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente [MVA]
Ficticia Pomasqui
T_POM
-151.98-47.99159.3754.57
-0.0
00
.00
0.0
05
4.5
7 152.0659.08
163.1454.57
2
P 55.48Q 7.72S 56.01phiu1 ..
P -55.33Q -14.45S 57.19phiu1 ..
P -68.37Q -35.95S 77.25phiu1 ..
P 69.15Q 15.29S 70.82phiu1 ..
P -72.59Q 1.74S 72.61phiu1 ..
P 73.48Q -21.79S 76.64phiu1 ..
P -100.12Q -17.38S 101.62phiu1 ..
P 101.83Q 1.15
S 101.83phiu1 ..
P 69.16Q 15.30S 70.83phiu1 ..
P -68.38Q -35.95S 77.26phiu1 ..
P -4.16Q 9.25S 10.15phiu1 ..
P 4.17Q -17.28S 17.78phiu1 ..
X_RCW_PAS
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
.. 1
P -90.01Q -21.17S 92.46phiu1 ..
P 91.79Q -2.48S 91.82phiu1 ..
P -4.16Q 9.25S 10.15phiu1 ..
P 4.17Q -17.28S 17.78phiu1 ..
P -36.09Q -9.69S 37.37phiu1 ..
P 36.25Q -8.52S 37.23phiu1 ..
P -36.09Q -9.69S 37.37phiu1 ..
P 36.25Q -8.52S 37.23phiu1 ..
X_RCW_QVD
P 0.00Q 0.00S 0.00
phiu1 ..
1
X_RCW_DOM
P 0.00Q 0.00S 0.00
phiu1 ..1
P -45.62Q -9.91S 46.68phiu1 ..
P 45.80Q -2.51S 45.87phiu1 ..
P -45.62Q -9.91S 46.68phiu1 ..
P 45.80Q -2.51S 45.87phiu1 ..
P 95.22Q 3.54
S 95.28phiu1 ..
P -94.10Q -14.26S 95.17phiu1 ..
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
.. 1
T_ATU_ROS
-270.94-66.25278.9376.29
271.1082.89
283.4976.29
-0.0
00
.00
0.0
07
6.2
9
2
X_R
CX
_TO
T
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
.. 1
X_RCX_RIO
P 0.00Q 0.00S 0.00phiu1 ..
1
G~
G_U7_PAUTE
P 80.00Q 22.77S 83.18phiu1 ..
G~
G_U8_PAUTE
P 80.00Q 22.77S 83.18phiu1 ..
G~
G_U9_PAUTE
P 80.00Q 22.77S 83.18phiu1 ..
G~
G_U10_PAUTE
P 80.00Q 22.77S 83.18phiu1 ..
G~
G_U6_PAUTE
P 0.00Q 0.00S 0.00
phiu1 ..
G~
G_U4_PAU
P 90.00Q 14.52S 91.16phiu1 ..
G~
G_U3_PAU
P 90.00Q 14.52S 91.16phiu1 ..
G~
G_U2_PAU
P 0.00Q 0.00S 0.00phiu1 ..
T_AT2_MOL
-65.0110.6565.8716.73 3
X_R2_MOL
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
..1
X_R1_MOL
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
..
1
T_AT1_MOL
-65.0110.6565.8716.73
3
T_ATU_MIL
-12.4429.2031.7413.99
-0.0
00
.00
0.0
01
3.9
9
1
T_ATK_ DCE
86.0538.0594.0956.48 6
P -48.48Q -26.64S 55.32phiu1 ..
P 48.62Q 19.71S 52.47phiu1 ..
P 37.58Q 9.69S 38.81phiu1 ..
P -37.57Q -11.41S 39.26phiu1 ..
T_ATK_MIL
68.3510.8769.2141.08
2
P 58.79Q 7.36S 59.25phiu1 ..
P -57.99Q -37.93S 69.30phiu1 ..
P -57.99Q -37.93S 69.30phiu1 ..
P 58.79Q 7.36S 59.25phiu1 ..
P 32.22Q 12.12S 34.43phiu1 ..
P -32.15Q -21.42S 38.63phiu1 ..
T_ATT_PAS
-9.6567.8968.5718.30
9.70-66.4267.1218.30
1
T_ATU_PAS
-9.2566.1966.8317.84
9.30-64.7465.4117.84
1
P -72.59Q 1.74S 72.61phiu1 ..
P 73.48Q -21.79S 76.64phiu1 ..
T_ATT_TOT
45.12-25.9052.0252.74
-45.0928.5453.3652.74
-0.0
0-0
.00
0.0
05
2.7
4
2
P 95.22Q 3.54
S 95.28phiu1 ..
P -94.10Q -14.26S 95.17phiu1 ..
G~
G_U1_PAU
P 0.00Q 0.00S 0.00
phiu1 ..
G~
G_U5_PAU
P 90.00Q 14.52S 91.16phiu1 ..
T_TRK_RIO
-44.60-6.1045.0144.83
44.649.66
45.6744.83
-0.00-0.000.00
44.83
6
3
C_MIL
P 0
.00
Q 0
.00
S 0
.00
ph
iu1
.. 0
T_ATU_DOM
19.45-23.6630.6218.71
-19.4224.3831.1718.71
2
T_ATT_QVD
-72.64-10.8173.4444.17
72.6913.5673.9444.17
1
P O M /P o m a s q u i 13 8137.95
1.00-44.19
QVD/Quev..144.79
1.05-38.52
Q V D /Q u ev e d o 2 3 0
230.561.05
-36.66
P O M /P o m a s q u i 23 0229.18
1.04-40.63
D O M /S D o m ing o 1 38
139.731.01
-38.08
D O M /S D o m in g o 230
229.461.04
-38.58
R O S /S R o sa 23 0
227.901.04
-40.48
R O S /S R o sa 13 8
138.071.00
-43.66
T O T /T o t o r a s 1 3 8
139.861.01
-32.76
T O T /T o t o r a s 2 3 0
232.711.06
-35.03
R IO /R i o b a m b a 2 3 0
234.311.07
-33.83
R IO /R io b a m b a 6 9
71.971.04
-38.02
M O L /M o l in o 2 3 0241.43
1.10-26.01
M O L /M o l in o 1 3 8
144.611.05
-25.35
DCE/Dos Cerritos 6972.581.05
-33.76
DCE/Dos Cerritos 230229.45
1.04-31.30
MIL/Milagro 6971.071.03
-32.05MIL/Milagro 138
144.331.05
-29.93
MIL/Milagro 230
232.011.05
-30.31
P A S /P a s c u a le s 1 3 8143.22
1.04-31.00
P A S /P a s c u a le s 2 3 0229.76
1.04-31.11
DIg
SIL
EN
T
Fig. 4: Elementos básicos de un sistema de potencia. Un desbalance entre la generación y la carga iniciados por un transitorio que se da
al momento de la falla, en el rotor de la maquina sincrónica puede causar una
aceleración o desaceleración, por los torques ejercidos en los rotores.
Estos torques son lo suficientemente grandes que producen en los rotores unos
giros violentos, provocando que los polos se resbalen o rompan, de manera que
se pierde el sincronismo.
La perdida de estabilidad puede ser causada por una grave generación
desequilibrada, ( por ejemplo: generación excesiva debido a la pérdida de la
carga, en la figura 5 literal a se puede apreciar claramente como aumenta el
ángulo del rotor de las maquinas, cuando la diferencia de ángulos entre las
maquinas no cambia significativamente la sincronización se mantiene, y las
maquinas regresaran a un nuevo ángulo de equilibrio, mientras que si la diferencia
entre los ángulos se distancia cada vez más la estabilidad se llegará a perder
como se puede ver en la figura 5 literal b.
82
El problema de estabilidad esta relacionado con el comportamiento de las
máquinas sincrónicas después de ocurrir una falla, si la perturbación no involucra
cambios en la red las máquinas deben regresar a la posición original, si un
desequilibrio entre el suministro y demanda es creada por un cambio en la carga,
en la generación, o en la red es necesario un nuevo estado de operación, en todo
caso si el sistema es estable todas las máquinas conectadas deben mantenerse
en sincronismo (operar en paralelo y a la misma velocidad).
El transitorio que se produce luego de una perturbación sobre el sistema es
oscilatorio y se estabiliza si el sistema recupera la estabilidad. Las oscilaciones
son reflejadas como unas fluctuaciones sobre las líneas de alto voltaje, y se puede
representar gráficamente utilizando el criterio de igualdad de áreas y la curva de
potencia- ángulo (figura 6).
La curva de potencia-ángulo de una máquina sincrónica se relaciona con la
potencia de salida de la máquina con el ángulo del rotor. Para dos máquinas el
sistema puede ser representado:
P = (VSVR / X) sin δ
Donde: P = la potencia transmitida entre las maquinas durante la condición transitoria. Vs = el voltaje transmitido VR = el voltaje recibido δ = el ángulo que especifica que VS adelanta a VR.
83
La potencia máxima se da cuando el ángulo entre las dos máquinas es 90 grados
y la potencia mínima se da cuando el ángulo es 0 o 180 grados.
La figura 6 muestra la aplicación del criterio de igualdad de áreas para un sistema
de doble línea. La falla se le aplica a una línea de manera que se abre para
despejar la falla, la curva de potencia-ángulo es casi tan alta como la curva en
condiciones normales, la estabilidad debe ser mantenida durante el disturbio, la
suma de las áreas 2 y 3 debe ser mayor que el área 1.
La interpretación de la figura 6 es la siguiente: A – B : Ocurre una falla monofásica en una de las líneas del circuito, de manera
que como se observa en la figura se produce el cambio de la curva de prefalla
hacia la curva de falla de A hacia B dándo como resultado el ángulo δο.
B – C: La falla esta presente, se mantiene. C – D: Se abren los disyuntores de manera que se traslada hacia el ángulo δ1,
este ángulo determina el caso más crítico de los dos escenarios, cuando se habla
del ángulo crítico es en el que la estabilidad del sistema tiende a perderse ya que
en la figura 5 se explica claramente como el ángulo se abre a medida que no se
recupera pronto el sistema, se puede apreciar que al momento de despejar la falla
el evento se traslada hacia la curva de posfalla ya que cuando se tiene un sistema
de doble línea, la línea adyacente mantiene la estabilidad.
D – E: Se cierra el un extremo de la línea de manera que se tiene el ángulo δ2, el
cierre de la línea puede ser en cualquiera de los dos extremos, es recomendable
realizarlo en el que se tiene el voltaje más bajo, se puede ver que el evento se
traslada a la curva de posfalla hacia la de pretalla con el objetivo de recuperar la
estabilidad.
E- F: Es cuando se va a realizar el sincronismo entre el extremo de la línea y la
barra eso si respetando los limites establecidos de manera que la variación de
ángulo y voltaje se mantengan, se tiene el ángulo δ3,
84
b. DES-IONIZACIÓN DEL ARCO ELÉCTRICO L11. Cuando es aplicado un recierre automático en una línea de transmisión con la
finalidad de mantener la estabilidad del sistema es muy importante que la
desenergización del arco eléctrico se elimine por completo de manera que cuando
se aplique nuevamente voltaje el arco no debe mantenerse.
El tiempo de des-ionización depende de varios factores, como:
- El espaciamiento entre los conductores.
- La magnitud de la corriente de falla.
- Las condiciones ambientales.
- El voltaje del circuito.
Resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio y experiencias de
investigaciones se aprecia en la figura 7. La ecuación para el cálculo del tiempo de
des - ionización del arco esta relacionada con el nivel de voltaje, mientras el
voltaje sea mayor el tiempo de des- ionización aumenta.
t = 10.5 + kV/34.5 cycles Donde: kV es el voltaje de la línea.
85
Por lo tanto cuando el voltaje es mayor la prolongación del arco perdura, en otras
palabras el tiempo de des-ionización aumenta.
A continuación se da los valores para los siguientes voltajes, mediante la
aplicación de la formula.
En la figura 7 se puede ver claramente los valores designados para cada voltaje
de manera que se puede comprobar claramente con la aplicación de la fórmula.
Voltaje fase- fase (kV) Tiempo De- ionización (cicl os)
69 13 138 15 230 18
86
c.- CARACTERÍSTICAS EN EL SISTEMA DE PROTECCIONES L13. Las protecciones en un sistema eléctrico deben cumplir con una serie de
características para que en conjunto cada esquema de protección trabaje
asociado al resto con el fin de aislar las fallas y perturbaciones. Un sistema de
protecciones debe cumplir con lo siguiente:
Rápido.- El esquema de protecciones debe aislar en el menor tiempo posible el
equipo fallado, esto disminuirá los daños en los equipos, mientras más rápido se
aísle la falla la estabilidad del sistema no se verá afectada, se disminuirán las
perturbaciones en el resto del sistema y se evitará que una falla simple o
transitoria se haga compleja.
Selectivo.- Debe permitir a las protecciones discriminar la ubicación de la falla con
el objeto de aislar únicamente el equipo fallado, manteniendo en servicio aquel
equipo que no es imprescindible desconectar.
Sensible.- Un sistema de protecciones debe operar bajo cualquier condición de
falla máxima o mínima que se presente en la parte del sistema eléctrico que esta
protegido.
Confiable.- Es la cualidad que permite garantizar la operación de los relés y en
definitiva del o de los interruptores que comanda el esquema de protecciones,
cada vez que se produce la falla, se debe además realizar un mantenimiento
preventivo para verificar el correcto funcionamiento del sistema de protecciones.
Simple.- Todo esquema de protecciones debe ser diseñado de la manera más
simple, se debe optimizar las características de sus dispositivos como su sistema
de control, se debe tomar en cuenta que este debe cumplir los objetivos para los
que fue diseñado.
Económico.- El costo de un sistema de protecciones en sistemas grandes como
de generación y transmisión no es representativo comparado con el de todos los
elementos, se debe considerar la búsqueda de la solución más económica.
L13
Protecciones Eléctricas, José López
87
Un sistema de protecciones debe cumplir ciertas condiciones como ser
independiente de la operación del sistema eléctrico, esto es por ejemplo, si al
desconectar parte de los equipos las protecciones del resto deben continuar
cumpliendo sus funciones sin modificar sus ajustes o circuitos.
Un sistema de protecciones debe saber diferenciar entre carga, sobrecarga y
cortocircuito, ya que en ciertos casos la corriente de cortocircuito mínima puede
ser inferior a la nominal de un determinado equipo.
Además debe discriminar entre falla y perturbación, en caso de falla en el sistema
las protecciones deben actuar de inmediato, sin embargo existen perturbaciones
decrecientes que permanecen por tiempos muy cortos en los sistema sin causar
daño en los equipos en estos casos no es necesaria la actuación del sistema de
protecciones.
c.1.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN EN LAS LÍNEAS DE 230KV DEL SNT PARA LA APLICACIÓN DEL RECIERRE AUTOMÁTICO L12. Las líneas de 230kV del SNT, disponen de dos esquemas de protección llamada
PROTECCION PRIMARIA y PROTECCION SECUNDARIA, independientes de
manera que se puede afirmar que ninguno de los esquemas tiene prioridad
operativa sobre otro.
Las señales de corrientes a los relés se toman de diferentes transformadores de
corriente, mientras que las señales de voltaje se toman de los divisores
capacitivos de potencia de línea y de los transformadores de potencial de barra
para la protección primaria y secundaria respectivamente, para el estudio de
recierres sólo se aplica para la zona 1.
c.1.1.- PROTECCION PRIMARIA. La protección primaria funciona en base al esquema de sobre alcance (POTT),
esto es que se produce el despeje de la falla instantáneamente con confirmación,
mediante la transmisión y recepción de disparo transferido en los dos extremos de
la línea, a través del canal de comunicación que se dispone para el efecto.
88
El esquema de la protección primaria dispone de la función de bloqueo de
oscilación de potencia cuyo objeto es bloquear el disparo del disyuntor en caso
que la impedancia aparente registrada ingrese a la característica de operación del
relé en un tiempo mayor que el de ajuste, que normalmente es de 40
milisegundos.
Adicionalmente, este esquema dispone de la función de “switch on to faul” (SOTF),
cuya función es disparar instantáneamente el disyuntor cuando se energiza la
línea con falla.
Cuando se efectúa maniobras de transferencia de una posición de 230kV, se debe
tomar en cuenta que la mayoría de los casos queda indisponible la protección
primaria.
En el SNT para la protección primaria existen relés electromecánicos, de estado
sólido y numérico de características mho de un solo paso y de característica
cuadrilateral.
Respecto a los relés numéricos, debe mencionarse que adicionalmente se dispone
de la función de sobre corriente de respaldo, y en el caso que se produzca una
falla del canal de comunicación estos operan en forma similar a la protección
secundaria.
La estabilidad en las líneas de transmisión es de gran interés, de manera que la
activación del disparo de los dos disyuntores simultáneos ayuda a que el arco de
des-ionización provocado al instante de despejar la falla se le pueda extinguir a
tiempo.
Los disparos simultáneos de los disyuntores ayudan en mucho para realizar un
recierre automático, de manera que el tiempo de disturbio del sistema no sea muy
extenso, para no perder la estabilidad.
89
c.1.2.- CARACTERÍSTICAS DE LOS RELES L14. PROTECCIÓN DE LÍNEAS CON RELES DE DISTANCIA
Es esencial que cualquier falla en un sistema eléctrico de potencia sea despejada
rápidamente, o de otra manera podría resultar en la interrupción del servicio a los
consumidores y daños en el equipamiento. Las protecciones de distancia
satisfacen los requerimientos de confiabilidad y velocidad necesarios para
proteger los circuitos, y por tal razón es extensamente utilizada en redes de
sistemas de potencia.
La protección de distancia, a diferencia de las protecciones de unidad como la
protección diferencial, tiene la capacidad de discriminar entre fallas que ocurren en
diferentes partes del sistema, en función de la impedancia medida por la misma
hasta el punto de falla; esto último implica la comparación de la corriente de falla
con la voltaje en el punto de instalación del relé.
La principal ventaja de utilizar un relé de distancia es que su zona de protección
depende de la impedancia de la línea protegida, la cual es en teoría independiente
de las magnitudes de tensión y corriente. Por ello, el relé de distancia tiene un
alcance fijo a diferencia de los relés de sobrecorriente cuyo alcance varía
dependiendo de las condiciones del sistema (variación de la impedancia de
fuente).
c.1.2.a TIPOS DE RELÉS DE DISTANCIA
Los relés de distancia se clasifican de acuerdo sus características en el plano
complejo RX, el número de señales entrantes y el método utilizado para comparar
la señales entrantes. El tipo más común compara la magnitud o fase de dos
señales entrantes con el objeto de obtener las características de operación, las
cuales son líneas rectas o círculos cuando se representan en el plano complejo R-
X. Cualquier tipo de característica obtenida con un tipo de comparador puede
obtenerse con otro tipo, a pesar de que las cantidades comparadas fueran
distintas en cada caso.
L14
Technical reference manual, ProtectIT Line high speed distance protection terminal REL 531*2.5
90
c.1.2.b AJUSTE DE RELÉS DE DISTANCIA
En el ajuste de protecciones de distancia debe llevarse a cabo lo siguiente:
• selección y activación de las funciones de protección y suplementarias
requeridas
• adaptación de la protección a la red e instrumentos transformadores
• configuración de la interface con la subestación (supervisión de las alarmas,
comandos y entradas y salidas binarias)
• configuración de las interfaces serie
• ajuste de los valores de los umbrales de activación de las funciones
AJUSTE DE LOS ALCANCES DE CADA ZONA
• Con los relés convencionales se logran características optimizadas con
variaciones de implementación de círculos y líneas rectas, que tienen como
objetivo: grandes alcances en la dirección de X para la detección de fallas
remotas y suficiente compensación de arco de falla en la dirección de R,
mientras que se mantiene márgenes de seguridad por la contracción del
área de impedancias de carga (línea de transmisión de altas potencias).
• Los relés de distancia se ajustan sobre la base de la impedancia de
secuencia positiva desde la ubicación del relé hasta el punto de la línea a
ser protegido. Las impedancias son proporcionales a lo largo de la línea y
es esta propiedad la utilizada para determinar la localización de la falla,
partiendo desde la localización del relé. Sin embargo, este valor se obtiene
por medio de voltajes y corrientes del sistema de los transformadores de
medición que alimentan el relé. Por lo tanto, con el objeto de convertir la
impedancia primaria en valores de secundario que se utiliza para el ajuste
del relé, se utiliza la siguiente expresión:
• Zsec= Zprimx(TIR/TVR)
• Algunos relés tienen una o dos zonas adicionales en la dirección de la falla
más otra en la dirección opuesta, esta última actuando como back-up de
protección de las barras de la) estación. Otros criterios utilizados en el
ajuste de alcance de zona 2 y 3 son:
91
• Zona 2 : se ajusta para cubrir toda la línea protegida más el 50% de la línea
próxima más corta en el caso de que se trate de un sistema radial
ramificado
• Zona 3: se ajusta para cubrir toda la línea protegida más el 100% de la
segunda línea más larga, más el 25% de la próxima línea más corta.
c.1.2.c CARACTERISTICAS DEL RELÉ REL 531-3 Lógica automática de cierre sobre falla (SOTF)
• Activación Manual o Automática
• Manual: una entrada binaria se conecta a un contacto auxiliar del interruptor o a la orden de cierre.
• Automática: midiendo U e I en combinación con la función Línea Muerta
(DLD). U = Voltaje
• La función queda activa durante 1 seg. (fijo) luego del cierre del CB En la figura 9 se aprecia las señales que el relé detecta para el funcionamiento
92
Fig. 9: Logica del relé REL 531-3
c.1.3 SIMULACIÓN DE UN DISTURBIO EN EL SISTEMA
- El relé detecta la falla, se puede ver que el voltaje disminuye mientras que la
corriente aumenta para las tres fases, es un caso real que permite en estas
oscilografías analizar cada uno de los eventos, estos datos son proporcionados
por el REL531-3 que es un IED que abarca todas las funciones de protección.
93
Fig 10: Disparo del relé En la figura 10 se aprecia el disparo del relé una vez detectada la falla.
Fig 11: Voltajes y corrientes - En la figura 11 observa la variación de voltaje y corriente cuando se produce la falla
94
Fig 12: Apertura de los disyuntores. - La figura 12 muestra la apertura de los disyuntores de manera que la línea queda
desenergiazada para lograr despejar la falla.
95
Objetivo: El objetivo de estas gráficas es mostrar que la duración de la falla junto
con la apertura de los disyuntores es de 106ms lo cual justifica el tiempo que se
implementa para el estudio, que es de 109ms , además se puede ver que la
aplicación de carrier es casi instantánea es por eso que la apertura de los
disyuntores es de manera simultanea en los dos extremos, eso si el análisis se lo
realiza solo para la zona 1.
A continuación se presenta en la figura 13 la manera de actuar las protecciones en
zona 1.
Fig 13: Aplicación de la zona 1
96
Para justificar que el recierre se da solo en zona 1 se analiza los siguientes casos: Caso 1: La falla se da al 50 % de la longitud de la línea, lo que significa que los dos extremos de la línea ven en zona 1 y disparan, en otras palabras no dependen de la teleprotección.
Caso 2: Cuando la falla se da en un porcentaje menos del 50% de la longitud de la línea, el esquema de Teleprotección funciona.
12 ZaAccTxZ M=+
El Terminal 2 que esta en Zona 2 recibe la señal enviada por zona 1 y acelera para disparar en zona 1. Caso 3: Cuando en el terminal 2 la comunicación falla.
El evento es: Se produce la falla a los 109ms se abre el un extremo de la línea, mientras que el otro extremo permanece cerrado por una falla en la comunicación, en el segundo extremo se tiene un relé auxiliar que abre a los 350ms cuando la comunicación falla. Para el cierre del primer extremo se asegura que se puede dar en el intervalo de 400 – 600 ms luego de la apertura de la línea, si se observa en el esquema planteado una vez abierta la línea en el segundo extremo a los 350ms , el tiempo que le queda a éste extremo de la línea para que se extinga el arco es de 200m, si se logra extinguir el arco el recierre funciona caso contrario no es recomendable realizar un cierre.
97
d.- CARACTERÍSTICAS DE LOS DISYUNTORES L11. Los disyuntores usados para recierres automáticos, disponen de mecanismos de
operación y controles automáticos de alta velocidad capaces de soportar un
segundo disparo.
Los circuitos especiales de los disyuntores son usados para el recierre automático.
Después de haber sido disparados por los relés de protección, el disparo es
desenergizado, antes de golpe final de cerrado se debe tener muy en cuenta la
des-ionización del arco, la señal del pistón o los contactos del disyuntor dan la
señal de cerrado, en la figura 14 se puede ver claramente el ciclo de operación de
un disyuntor en aceite con un mecanismo de operación neumático.
Para el análisis del tiempo de apertura de los disyuntores el estudio se lo realiza
en base a:
Tiempo de apertura= 4 ciclos.
En el siguiente cuadro se muestra la operación del disyuntor EDF SK, muestra
cada uno de los tiempos de operación.
A continuación se muestra una tabla de la apertura de los disyuntoresL15
L15Interruptores de potencia tipo PMP&PMRI
98
La justificación de los 4 ciclos comparados con el cuadro mostrado es que se sabe
a ciencia cierta que la apertura de los disyuntores se encuentra en un rango de 2-4
según los manuales de los disyuntores, como se ve en las gráficas de las
oscilografias de eventos reales la apertura de los disyuntores se da en 4 ciclos la
finalidad de este estudio es tomar los valores máximos en base a estudios reales,
de manera de mantener la estabilidad del sistema.
A continuación se puede ver un reporte de la apertura de los disyuntores en la
S/E RiobambaL16.
L16 Reporte de la apertura de los disyuntores.
99
e. DETERMINACIÓN DEL TIEMPO MUERTO L11
.
El ajuste del tiempo muerto en un relé para el recierre automático usado en las
líneas de transmisión, debe ser lo suficientemente largo de manera que la des-
ionización del arco se de por completo, el tiempo de des-ionización es una variable
que depende del nivel de voltaje.
f.- DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE REPOSICIÓN L11. El tiempo de reposición de un recierre automático en una línea de transmisión
debe ser lo suficientemente largo de manera que no vuelva a ocurrir cualquier tipo
de perturbaciones, se puede ver en estudios que la reposición del sistema se da
en un tiempo aproximado de 1 segundo de manera que el sistema recupera la
estabilidad, este tiempo asegura que la falla ha sido eliminada por completo. En la
figura 15 se puede ver cada uno de los eventos para la determinación de este
tiempo.
100
4.6 ENFOQUE PARA DESCRIBIR LOS PROCESOS TRANSITORIO S EN LOS
RECIERRES DE LA LÍNEA L17.
Durante los pasos del sistema de un régimen permanente (estado de equilibrio) a
otro hay una variación en la cantidad de energía relacionada con el circuito
eléctrico o electromecánico en el régimen inicial. Este fenómeno, que es único por
su naturaleza, se toma en el análisis como compuesto por una serie de procesos,
cada uno de los cuales refleja la variación de un determinado grupo de parámetros
del régimen, que se considera por separado y que caracteriza dicho proceso, se
denomina parámetros del proceso.
Los procesos transitorios deberían ser analizados al mismo tiempo en el espacio y
en el tiempo (por ejemplo la propagación de las ondas electromagnéticas en el
espacio a lo largo de la línea).
L17
Procesos Transitorios, Capitulo 10 , Venikov.
101
En el análisis de recierre el proceso transitorio se realiza solo en el tiempo, los
procesos transitorios al igual que los regímenes, se clasifican según los siguientes
criterios.
Condiciones en que transcurre; en los regimenes transitorios normales se puede
juzgar sobre los procesos transitorios de avería, esta división es un tanto
convencional ya que la naturaleza física del fenómeno no depende de si este es
normal o de avería.
De acuerdo a la velocidad con que trascurren los procesos en el sistema aquí se
debe tener en cuenta que un proceso transitorio que comenzó en el momento de
la perturbación del régimen en un sistema lineal se prolonga por tiempo indefinido,
en la practica se considera que el proceso termino si el parámetro que caracteriza
su variación difiere del valor teórico permanente en un valor finito.
En los estudios de los procesos transitorios con frecuencia se realiza la
linealización, o la simplificación del sistema real no lineal en las que las no
linealidades no se tienen en cuenta en los estudios de procesos transitorios que se
dan al instante de desconectar una línea.
Durante el funcionamiento normal del sistema siempre se tienen algunas acciones
perturbadoras pequeñas, que provocan pequeñas perturbaciones del régimen, por
consiguiente tiene lugar una acción continua y correspondiente de los dispositivos
de regulación, esto significa que un régimen del sistema rigurosamente invariable
no existe y el régimen permanente es en si una serie de procesos transitorios
provocados por las perturbaciones pequeñas.
Se sobreentiende que estas pequeñas perturbaciones pequeñas no deben
provocar la perdida de la estabilidad del régimen, no permitiendo un cambio
creciente de los parámetros del régimen (incluyendo la amplitud de las
oscilaciones).
Durante el proceso de la falla seguida de la desconexión de la línea se producen
procesos transitorios que dan lugar a las desviaciones de los parámetros del
régimen con relación a su estado inicial, que se hace obligatorio tener en cuenta
en la mayoría de los casos las dependencias no lineales mas importantes de P =
f(∂).
102
4.7 EXIGENCIAS A LOS RÉGIMENES Y A LOS PROCESOS TRA NSITORIOS
PARA EL RECIERRE L17.
Después de un régimen transitorio normal o de avería que terminó exitosamente,
el sistema regresa a un régimen permanente inicial o prácticamente cercano a el,
los regimenes de los sistemas eléctricos de potencia tanto permanentes como
transitorios deben responder a ciertas exigencias que hay que tener en cuenta en
la realización de los cálculos.
Los regímenes transitorios de los sistemas eléctricos de potencia en la práctica
deben terminar en un régimen deseado (por una u otra razón) permanente, es
importante que dicho régimen sea realizable con los parámetros admitidos en los
cálculos, y si es realizable , debe ser estable y lo suficientemente confiable para
que el sistema pueda funcionar por largo tiempo sin temores en lo relativo a
cambios pequeños aleatorios (perturbaciones pequeñas), los cuales no deben
conllevar a la pérdida de su estabilidad. El régimen transitorio y los procesos más
importantes para el problema de ingeniería, dado que forman parte del dicho
régimen, deben también responder a ciertas exigencias, las cuales fijan la calidad
de los procesos transitorios. Cuando se evalúa la calidad de los procesos
transitorios es necesario que las medidas tomadas para mejorar la calidad sean
económicas y que, además, la variación de los parámetros del régimen no pueda
disminuir sustancialmente la calidad del suministro de energía a los consumidores.
Para esto primero que todo es necesario que los procesos transitorios en estudio
terminen lo suficientemente rápido. Así, por ejemplo, si desconectamos una línea
o cualquier operación de conmutación conlleva a oscilaciones duraderas en los
rotores de los generadores del sistema y, por consiguiente, a oscilaciones de la
tensión en los consumidores, el proceso transitorio no es aceptable según la
exigencia de asegurar a los consumidores la calidad de la energía eléctrica, la
calidad del proceso transitorio no es aceptable si como consecuencia de éste
aparecen nuevos procesos transitorios, que a fin de cuentas pueden conllevar a la
pérdida de la estabilidad del sistema o a una baja no permitida de la calidad de la
103
energía suministrada al consumidor, un proceso transitorio no se puede considerar
aceptable si después de su terminación el sistema va a tener una reserva pequeña
de estabilidad. En otras palabras, los procesos transitorios que en conjunto
conforman el régimen transitorio deben ser tales, que después de su terminación
se establezca un régimen que responda a determinadas exigencias.
4.7.1 CALIDAD DE LOS PROCESOS TRANSITORIOS L17.
La calidad de los procesos que aparecen durante el paso del sistema de un ré-
gimen a otro puede evaluarse de acuerdo a los siguientes índices:
1.- Tiempo en el transcurso del cual termina el proceso;
2.- Carácter del proceso (oscilatorio);
3.- Posible influencia del proceso dado en el régimen del sistema y de sus sub-
sistemas (oscilación de otras máquinas que son parte del sistema, baja de la
tensión) y en la inestabilidad de la carga;
4.- Peligro del proceso transitorio para los equipos del sistema (recalentamiento de
los conductores de la red, de los devanados de las máquinas eléctricas);
5.- Pérdidas de potencia (y energía) durante el proceso transitorio
4.8 CONFIABILIDAD DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DEL S NIL18
La confiabilidad es un índice que expresa el atributo de un dispositivo o sistema de
protección de operar correctamente en situaciones para las que fue diseñado para
actuar. Esto incluye también el atributo de no operar (u operar en forma incorrecta)
para todas las otras situaciones.
Al realizar el análisis de un sistema de protecciones para mantener la
confiabilidad se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos relacionados con
su confiabilidad:
104
1. Elevada confiabilidad de cada elemento del sistema.
La confiabilidad del sistema está vinculada con la confiabilidad de cada elemento
del sistema.
2. Resistencia.
En lo posible, la falla de un elemento no debiera dejar todo el sistema sin
funcionar.
3. Mantenimiento.
Un adecuado mantenimiento de los sistemas eléctricos al menos mantiene su
confiabilidad en las protecciones del SNI. Por el contrario una mantención no
realizada o realizada en mala forma disminuye la confiabilidad del sistema.
4. Capacidad del sistema.
El sistema de protecciones debe estar diseñado de manera que se frente a una
sobrecarga transitoria el sistema mantiene la estabilidad.
5. Flexibilidad.
El sistema debe ser flexible y prever que existirán perturbaciones, o que existirán
cambios tecnológicos que requerirán de un sistema distinto del que fue proyectado
inicialmente. En este escenario las modificaciones del sistema deben ser
relativamente fáciles de realizar, sin que el sistema pierda confiabilidad.
6. Interfaz adecuado con la infraestructura existente. Opciones que mejoran la confiabilidad de un sistema dentro de los diversos
esquemas que mejoran la confiabilidad se incluyen los siguientes:
- El diseño de sistemas de transmisión de doble línea con interruptores
automáticos de transferencia.
- Detección de las fallas de una manera rápida por parte de las protecciones nos
ayuda a mantener la estabilidad del sistema de manera que nuestro sistema se
vuelva cada vez más confiable.
105
En el (anexo 5 ), en base a los criterios mencionados se puede ver claramente que
el sistema de protecciones es confiable ya que en base a las gráficas de voltaje y
corriente, se justifica que el esquema de protecciones tiene confiabilidad, ante la
falla realizada, a medida que la falla es despeada y realizado el recierre se
observa que el sistema mantiene la estabilidad de manera que las protecciones
del SNI cumple con la confiabilidad
.
L18 Confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia,
106
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS DE LAS SIMULACIONES PARA LA A PLICACIÓN DEL RECIERRE TRIPOLAR. 5.1 ANÁLISIS DEL RECIERRE A.- INTRODUCCION. Para el análisis de los recierres como se mencionó en el capitulo 4, se debe tener
muy en cuenta los siguientes factores y condiciones:
• La estabilidad del sistema frente a perturbaciones de falla monofásica.
El presente estudio se realiza para fallas transitorias ya que para una falla
trifásica, por ser permanente, no tienen sentido los recierres. El mantenimiento
de la estabilidad del sistema y la sincronización en las líneas de transmisión
son la base fundamental para que el recierre funcione, además una vez
producida la falla en la línea los flujos deben converger de manera que el
sistema mantenga estabilidad.
• El tiempo máximo disponible para la apertura y cierre del disyuntor sin la
pérdida del sincronismo (el tiempo muerto máximo).
Este tiempo es función de la configuración del sistema y de la potencia
transmitida.
• El tiempo requerido para la des-ionización del arco.
Es el tiempo requerido para que el arco se elimine por completo cuando el
disyuntor vuelva a cerrarse, en el caso de que se realizara un cierre antes de
que se des-ionize el arco el recierre no debe funcionar ya que las condiciones
de estabilidad del sistema tienden a caer más de los límites establecidos. Este
tiempo se establece en 300ms.
• Los límites de voltaje y frecuencia para condiciones normales.
• Características de las protecciones eléctricas.
El recierre solo se da en zona 1.
• Características y limitaciones de los disyuntores
107
Esta corresponde a la manera de operar el disyuntor, los tiempos de apertura y
los mecanismos de operación, estos se describieron en el capítulo 4.
• Elección del tiempo de reposición.
• En estado dinámico.-El SNI se debe planificar de tal forma que en la
operación se garanticen los siguientes aspectosL19:
- En las barras principales del sistema de transmisión el voltaje transitorio no
debe estar por debajo de 0.8( p.u.) durante más de 500 mseg.
- Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema,
según el caso, el voltaje no debe permanecer por debajo de 0.8 p.u, por
más de 700 ms, en el proceso de simulación de estabilidad dinámica.
- En las máquinas, los ángulos del rotor deben oscilar de forma coherente y
amortiguada con respecto a una referencia, en el caso de resultar redes
aisladas después de un evento, en cada red se escogerá una referencia,
que generalmente es la planta de mayor capacidad.
- Para la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en líneas de
230 kV o 138 kV hasta del 10%, cuando se alcance el nuevo punto de
equilibrio del sistema. Una sobrecarga en líneas del 10% debe ser
eliminada en el siguiente periodo de generación mediante el redespacho
económico del CENACE.
- Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en
las barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 p.u.
- El modelamiento de la demanda en las simulaciones de estabilidad
dinámica y transitoria debe ser lo más cercana a la realidad, es decir con
dependencia del voltaje y de la frecuencia. En aquellas barras donde no se
tenga información del comportamiento de la demanda para condiciones de
estabilidad se modelará con parámetros típicos.
- Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la
frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz.
Para frecuencias inferiores a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de
alivio de carga. L19 Regulación No. CONELEC – 000/99 procedimientos de Despacho y Operación.
108
- El voltaje máximo permitido en el extremo abierto de las líneas (Efecto
Ferranti) será del 1.15 p.u.
No es conveniente:
• El uso de disparos rápidos y recierres automáticos de alta velocidad, para
prevenir los apagones permanentes, no son muy recomendables ya que no
se eliminan las fallas por completo.
B.- ANÁLISIS Se realiza el estudio a la línea Milagro – Pascuales para los dos escenarios, cada
uno con sus tres demandas, el mismo procedimiento para el análisis que se aplica
para esa línea se lo realizara para las demás líneas de 230kV.
LÍNEA MILAGRO PASCUALES b.1 Determinación del escenario crítico. En un estudio de recierres, se tiene que considerar el escenario para el cual el
comportamiento del sistema es más crítico con la línea abierta, de manera que el
recierre satisfaga a cualquiera de los escenarios, éstos corresponden a : escenario
lluvioso y seco.
En cada uno de los escenarios se analizará para demanda mínima, demanda
media y demanda máxima, la falla se lo realiza garantizando que está en zona 1
ya que el recierre se encuentra en ésta zona, para la simulación se toma los
valores al 35% y 65% de la longitud de la línea desde donde sale el flujo.
Las variables a monitorearse son los voltajes, las frecuencias, los ángulos de las
barras de la red, las potencias en las líneas y el ángulo del rotor.
Una línea de transmisión está normalmente operando con una curva móvil
dinámica, el momento que hay un aumento de potencia, el ángulo se abre ya que
la potencia activa está relacionada con el ángulo.
109
El punto de estabilidad depende del voltaje y éste depende de la potencia reactiva.
Si una línea está cargada fuertemente de potencia reactiva el voltaje baja, cuando
existe transferencia de potencia reactiva la diferencia de voltaje es cero.
Al energizar la línea en vacío ésta entrega VARS, el voltaje terminal siempre es
más alto.
Cuando la diferencia de ángulos del rotor entre las máquinas no cambia
significativamente, la sincronización se mantiene, y las máquinas regresarán a un
nuevo ángulo de equilibrio, mientras que si la diferencia entre los ángulos se
distancia cada vez más la estabilidad se llegará a perder, lo cual implicaría más
generación para mantener la estabilidad y mayores gastos.
Para determinar el escenario más crítico en el estudio, se analiza en cual de los
dos escenarios el voltaje y la frecuencia tienden a caer más del rango permitido.
La frecuencia del sistema según las regulaciones del CONELEC para condiciones
normales la frecuencia puede variar +/- 0.2Hz, de manera que no se llegue a la
regulación primaria ni secundaria del sistema.
b.2 Eventos
Se analizan los voltajes en los extremos de la línea con respecto a las barras de
referencia, la frecuencia en las barras y los flujos en la línea, cuando la línea se
encuentra abierta. Todo el estudio se lo realiza en base a los siguientes eventos:
Distancia de corto circuito: 35% desde el terminal de inicio del flujo con respeto al
otro extremo.
� Inicio del corto circuito = 0ms
� Apertura del primer extremo= 109ms
� Apertura del segundo extremo= 109ms
� Cierre del corto circuito= 109ms Los 109ms corresponden a:
110
- Tiempo máximo en el cual puede actuar un relé: primeros 45ms
- El tiempo de apertura del disyuntor: siguientes 64ms.
En el estudio se toman los tiempos máximos de manera que se pueda obtener con
mayor precisión en el análisis de recierres en cada uno de los extremos
b.2.1 Análisis del escenario lluvioso
El siguiente análisis se lo realiza para las tres demandas de manera que se pueda
determinar el caso crítico.
b.2.1.a Demanda Mínima (03:00 AM)
La Gráfica 5.1 muestra los flujos de las líneas de 230kV para condiciones de demanda mínima.
111
Ficticia Pomasqui
T_POM
-61.90-37.1924.53
-0.0
0-0
.00
24.5
3
61.9539.7724.53
101.13-5.4829.48
-100.641.7429.48
-155.19-16.8844.88
158.9621.1844.88
-55.45-1.1517.34
56.00-20.3617.34
-111.95-11.3232.75
114.14-0.1232.75
159.5021.3645.04
-155.73-16.9945.04
-29.8218.9112.12
29.88-26.4512.12
X_RCW_PAS
0.00
9.07
1
-109.47-11.0932.14
112.15-4.2532.14
-29.8318.9212.12
29.90-26.4612.12
8.841.896.46
-8.81-20.486.46
8.841.896.46
-8.81-20.486.46
X_RCW_QVD
0.000.00
1
X_RCW_DOM
0.009.90
1
-2.61-2.703.38
2.61-11.153.38
-2.61-2.703.38
2.61-11.153.38
98.75-7.8028.93
-97.55-2.0228.93
0.00
9.84
1
T_ATU_ROS
-140.45-47.1541.33
140.5362.3341.33
-0.0
0-9
.84
41.3
3
X_R
CX
_TO
T
0.00
0.00
1
X_RCX_RIO
0.009.37
1
G~
G_U7_PAUTE
95.0030.2378.07
G~
G_U8_PAUTE
95.0030.2378.07
G~
G_U9_PAUTE
95.0030.2378.07
G~
G_U10_PAUTE
95.0030.2378.07
G~
G_U6_PAUTE
95.0030.2378.07
G~
G_U4_PAU
100.008.5889.61
G~
G_U3_PAU
100.008.5889.61
G~
G_U2_PAU
100.008.5889.61
T_AT2_MOL
-174.6917.3245.34
X_R2_MOL
0.00
10.3
8
1
X_R1_MOL
0.00
10.3
8
1
T_AT1_MOL
-174.6917.3245.34
T_ATU_MIL
76.83-4.7434.72
-0.0
0-0
.00
34.7
2
T_ATK_ DCE
59.0326.6839.84
-96.62-19.8728.70
97.1016.0828.70
-37.585.1811.12
37.60-6.8111.12
T_ATK_MIL
51.0412.0131.87
139.3515.5939.75
-135.32-18.8239.75
-135.32-18.7939.75
139.3515.5539.75
85.9510.5325.32
-85.49-16.2825.32
T_ATT_PAS
124.2251.6736.85
-124.16-47.4436.85
T_ATU_PAS
121.1848.3535.73
-121.11-35.0735.73
-55.45-1.1517.34
56.00-20.3617.34
T_ATT_TOT
-12.60-24.0527.92
12.6224.9427.92
-0.0
0-0
.00
27.9
2
98.75-7.8028.93
-97.55-2.0228.93
G~
G_U1_PAU
0.000.000.00
G~
G_U5_PAU
100.008.5889.61
T_TRK_RIO
-10.80-6.5029.33
10.8216.8029.33
-0.00-9.3729.33
C_MIL
0.00
0.00
2
T_ATU_DOM
22.92-7.8222.11
-22.8918.5122.11
T_ATT_QVD
-128.42-34.3683.09
128.5243.2683.09
POM/Pomasqui 138139.391.010.52
QVD/Quev..139.291.01-1.02
QVD/Quevedo 230
224.781.022.48
POM/Pomasqui 230230.061.051.95
DOM/SDomingo 138
138.801.013.48
DOM/SDomingo 230
227.471.032.89
ROS/SRosa 230
228.131.042.76
ROS/SRosa 138
138.611.001.12
TOT/Totoras 138
138.641.007.91
TOT/Totoras 230
230.261.058.56
RIO/Riobamba 230
231.041.0510.85
RIO/Riobamba 69
69.001.009.80
MOL/Molino 230237.481.0819.90
MOL/Molino 138
142.071.0321.73
DCE/Dos Cerritos 6969.241.005.24
DCE/Dos Cerritos 230223.921.027.12
MIL/Milagro 6969.361.017.92
MIL/Milagro 138143.641.046.88
MIL/Milagro 230
226.621.039.28
PAS/Pascuales 138139.991.015.45
PAS/Pascuales 230223.951.026.92
Cálculo de las Condiciones Iniciales
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Máximo Nivel de Carga [%]
DIg
SIL
EN
T
Gráfica N = 5.1: Flujos en las líneas del sistema d e 230kV.
Se observan los voltajes y ángulos en las barras además, en cada una de las
líneas se indica la potencia activa y reactiva.
112
Voltajes en las Barras Una vez convergido los flujos, se procede al análisis del caso crítico, la Gráfica 5.2, muestra el comportamiento de los voltajes en la barras de Milagro-Pascuales, al instante de la apertura de la línea, debido a la falla aplicada.
1.000.750.500.250.00 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.030 p.u.
0.109 s 0.172 p.u.
0.612 s 0.919 p.u.
0.622 s 0.918 p.u. 1.000 s
0.902 p.u.
1.000.750.500.250.00 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
1.000 s 0.899 p.u.
0.000 s 1.018 p.u.
0.109 s 0.292 p.u.
0.612 s 0.914 p.u.
0.622 s 0.913 p.u.
L_Milagro_Pascuales L_MIL_PAS_(V)
Demanda Minima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea a bierta. Se realiza la simulación para 1s.
- A los 109ms se produce el despeje de la falla y la apertura de la línea en forma
simultánea, en ese momento el sistema empieza a oscilar de manera que se
puede observar el comportamiento del voltaje en las barras de Milagro y
Pascuales. En Pascuales el comportamiento del voltaje tiende a caer de manera
que si se deja la línea abierta se podrían producir problemas de estabilidad por
bajos niveles de voltajes, para evitar que se produzcan problemas por bajo voltaje
se garantiza que el primer cierre debe darse en el intervalo de (612-622)ms,
tiempo en el cual el voltaje es prácticamente estable lo que asegura que se puede
dar el primer cierre en cualquier tiempo de este rango; para la simulación se
escoge a los 612ms
113
Nota: Se debe tener en cuenta que el programa toma los valores totales para la
simulación, el tiempo de interés es t1 que corresponde a 612ms menos el tiempo
de apertura de la línea que es de109ms.
El tiempo t1 está en el rango de (300 - 600)ms, lo cual garantiza la extinción
completa del arco eléctrico.
Frecuencias en las Barras. La gráfica 5.3 muestra el comportamiento de la frecuencia en el instante de la
apertura de la línea.
1.000.750.500.250.00 [s]
60.500
60.375
60.250
60.125
60.000
59.875
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.000 s60.001 Hz
0.612 s60.211 Hz
0.622 s60.210 Hz
1.000 s60.073 Hz
1.000.750.500.250.00 [s]
60.50
60.40
60.30
60.20
60.10
60.00
59.90
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.000 s60.001 Hz
0.612 s60.205 Hz
0.622 s60.202 Hz
1.000 s60.073 Hz
L_Milagro_Pascuales L_MIL_PAS_(F)
Demanda Minima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta. Se observa el comportamiento de la frecuencia en las barras de Milagro y
Pascuales.
Con la línea abierta debido a la falla producida, se puede determinar en cual de las
dos barras la frecuencia tiende a caer, se observa que ocurre en Pascuales, en
este caso no se va a tener problemas por baja frecuencia ya que las condiciones
no varían mucho.
114
Ángulos en las barras.
En la gráfica 5.4 se observa el comportamiento del los ángulos en la barras
cuando la línea esta abierta.
1.000.750.500.250.00 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg
0.000 s 9.292 deg
0.612 s61.363 deg 0.622 s
61.753 deg
1.000.750.500.250.00 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg
0.000 s 6.928 deg
0.612 s56.314 deg 0.622 s
56.680 deg
L_Milagro_Pascuales L_MIL_PAS_(A)
Demanda Minima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea ab ierta. Las gráficas muestran el comportamiento de los ángulos en las barras cuando la
línea esta abierta, las oscilaciones que presenta la línea es una manera de
interpretar que el programa indica el estado de línea abierta.
Nota: El mismo análisis se debe realizar para la demanda media y máxima.
A continuación se presentan los resultados de las demandas media y máxima.
115
b.2.1.b Demanda Media (12:00 PM)
La grafica 5.1 muestra los voltajes, ángulos en las barras, las potencias activa y
reactiva que circulan por cada una de las líneas.
PowerFactory 13.1.257
Red de 230 kV
SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA
Período Seco - Demanda Máxima
Anexo:
Flujo Carga Balanceada
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente [MVA]
Transformador
Potencia Acti
Potencia Reac
Potencia Apar
Ficticia Pomasqui
T_POM
-133.80-30.01137.1247.18
-0.0
0-0
.00
0.00
47.1
8 133.8738.40139.2747.18
2
82.030.0882.0323.88
-81.71-5.2481.8823.88
-192.86-23.70194.3157.84
199.1148.85205.0257.84
-6.014.567.548.84
6.06-28.7729.408.84
-97.56-9.4098.0128.44
99.21-6.2499.4128.44
199.1448.86205.0557.85
-192.89-23.71194.3457.85
43.60-4.0143.7813.40
-43.51-3.0843.6213.40
X_RCW_PAS
0.00
0.00
0.00
2
-93.61-12.0894.3927.52
95.58-8.8595.9827.52
43.60-4.0143.7813.40
-43.51-3.0843.6213.40
45.37-1.6645.4013.92
-45.11-14.5847.4013.92
45.37-1.6645.4013.92
-45.11-14.5847.4013.92
X_RCW_QVD
0.000.000.00
1
X_RCW_DOM
0.000.000.00
1
21.47-1.6721.547.28
-21.43-11.5124.327.28
21.47-1.6721.547.28
-21.43-11.5124.327.28
73.284.0673.3922.27
-72.60-17.9974.7922.27
0.00
0.00
0.00
2
T_ATU_ROS
-189.17-37.28192.8152.85
189.2645.49194.6552.85
-0.0
00.
000.
0052
.85
2
X_R
CX
_TO
T
0.00
0.00
0.00
1
X_RCX_RIO
0.000.000.00
1
G~
G_U7_PAUTE
104.2046.83114.2489.46
G~
G_U8_PAUTE
104.2046.83114.2489.46
G~
G_U9_PAUTE
104.2046.83114.2489.46
G~
G_U10_PAUTE
104.2057.81119.1693.32
G~
G_U6_PAUTE
104.2046.83114.2489.46
G~G_U4_PAU
100.0012.20100.7489.95
G~G_U3_PAU
102.0012.38102.7591.74
G~G_U2_PAU
102.0012.38102.7591.74
T_AT2_MOL
-209.6214.48210.1254.54 3
X_R2_MOL
0.00
0.00
0.00
1
X_R1_MOL
0.00
0.00
0.00
1
T_AT1_MOL
-209.6214.48210.1254.54
3
T_ATU_MIL
101.9913.08102.8348.02
-0.0
0-0
.00
0.00
48.0
2
1
T_ATK_ DCE
69.3434.3777.3949.23 8
-115.01-12.24115.6634.81
115.7310.82116.2334.81
-45.6420.7350.1315.28
45.67-22.1350.7615.28
T_ATK_MIL
65.2519.9268.2242.92
2
172.9835.97176.6950.29
-166.42-17.70167.3650.29
-166.42-17.70167.3650.29
172.9835.97176.6950.29
102.773.59
102.8430.75
-102.08-6.90102.3230.75
T_ATT_PAS
201.0251.21207.4458.68
-200.94-41.34205.1558.68
1
T_ATU_PAS
196.0149.43202.1557.18
-195.91-39.80199.9157.18
1
-6.014.567.548.84
6.06-28.7729.408.84
T_ATT_TOT
-28.75-8.2029.8930.12
28.769.2030.2030.12
-0.0
0-0
.00
0.00
30.1
2
2
73.284.0673.3922.27
-72.60-17.9974.7922.27
G~G_U1_PAU
102.0012.38102.7591.74
G~G_U5_PAU
100.0012.20100.7489.95
T_TRK_RIO
-15.50-8.6017.7317.97
15.529.3318.1117.97
-0.000.000.0017.97
1
3
C_MIL
0.00
0.00
0.00
1
T_ATU_DOM
47.91-24.6853.8933.51
-47.8826.3354.6433.51
2
T_ATT_QVD
-102.16-14.53103.1864.66
102.2320.03104.1764.66
1
POM/Pomasqui 138137.280.99
-61.47
QVD/Quev..138.931.01
-65.63
QVD/Quevedo 230
221.901.01
-62.80
POM/Pomasqui 230226.321.03
-58.27
DOM/SDomingo 138
136.620.99
-59.01
DOM/SDomingo 230
224.591.02
-60.29
ROS/SRosa 230
225.881.03
-59.38
ROS/SRosa 138
137.781.00
-61.62
TOT/Totoras 138
140.841.02
-56.58
TOT/Totoras 230
230.611.05
-55.13
RIO/Riobamba 230
231.751.05
-53.29
RIO/Riobamba 69
68.921.00
-54.78
MOL/Molino 230236.301.07
-45.34
MOL/Molino 138
141.531.03
-43.13
DCE/Dos Cerritos 6967.510.98
-64.15
DCE/Dos Cerritos 230216.490.98
-61.85
MIL/Milagro 6966.710.97
-60.94MIL/Milagro 138
137.451.00
-62.52
MIL/Milagro 230
218.900.99
-59.07
PAS/Pascuales 138135.540.98
-64.66
PAS/Pascuales 230216.830.99
-62.13
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.1: Flujos en las líneas del sistema de 23 0kV
116
Voltajes en las Barras
1.000.750.500.250.00 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.612 s 0.997 p.u. 0.109 s
0.995 p.u.
0.000 s 0.995 p.u.
0.622 s 0.997 p.u.
1.00 s 0.994 p.u.
0.9990.7790.5590.3400.120-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.
L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.109 s 0.985 p.u.
0.612 s 0.980 p.u.
0.000 s 0.985 p.u.
0.622 s 0.980 p.u.
1.00s 0.978 p.u.
L_MIL_PAS L_MIL_PAS_(V)
Demanda Media Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea a bierta. Frecuencias en las Barras.
1.000.750.500.250.00 [s]
60.016
60.012
60.008
60.004
60.000
59.996
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.612 s60.005 Hz
0.622 s60.005 Hz
0.000 s60.003 Hz
0.999 s59.997 Hz
0.9990.7790.5590.3400.120-0.1000 [s]
60.012
60.009
60.006
60.003
60.000
59.997
59.994
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.622 s60.004 Hz
0.612 s60.005 Hz
0.000 s60.003 Hz
0.999 s59.996 Hz
L_MIL_PAS L_MIL_PAS_(F)
Demanda Media Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta.
117
Ángulo en las barras.
1.000.750.500.250.00 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg
0.000 s-59.008 deg
0.612 s-55.877 deg
0.622 s-55.863 deg
0.9990.7790.5590.3400.120-0.1000 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg
0.000 s-62.076 deg
0.612 s-61.157 deg 0.622 s
-61.144 deg
L_MIL_PAS L_MIL_PAS_(A)
Demanda Media Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea ab ierta.
118
b.2.1.c Demanda Máxima (19:00 PM)
PowerFactory 13.1.257
Red de 230 kV
SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA
Período Seco - Demanda Máxima
Anexo:
Flujo Carga Balanceada
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente [MVA]
Transformador
Potencia Acti
Potencia Reac
Potencia Apar
Ficticia Pomasqui
T_POM
-151.51-34.38155.3653.79
-0.0
00.
000.
0053
.79 151.60
45.15158.1853.79
2
84.11-3.9684.2024.45
-83.77-1.0883.7824.45
-168.03-30.75170.8250.14
172.6842.57177.8550.14
-41.3712.4243.1916.10
41.77-34.5754.2216.10
-124.65-8.50124.9436.28
127.361.29
127.3636.28
172.7142.57177.8850.15
-168.05-30.75170.8450.15
26.57-10.2728.498.75
-26.532.7026.678.75
X_RCW_PAS
0.00
0.00
0.00
1
-115.35-9.75
115.7733.73
118.34-3.16118.3833.73
26.57-10.2728.498.75
-26.542.7026.678.75
17.29-4.5017.876.42
-17.25-13.9322.176.42
17.29-4.5017.866.42
-17.25-13.9322.176.42
X_RCW_QVD
0.000.000.00
1
X_RCW_DOM
0.000.000.00
1
6.60-12.6214.254.24
-6.60-0.996.674.24
6.60-12.6114.234.24
-6.59-0.996.664.24
88.444.6688.5726.49
-87.46-16.1288.9326.49
0.00
0.00
0.00
1
T_ATU_ROS
-214.47-41.57218.4659.97
214.5852.02220.8059.97
-0.0
0-0
.00
0.00
59.9
7
2
X_R
CX
_TO
T
0.00
0.00
0.00
1
X_RCX_RIO
0.000.000.00
1
G~
G_U7_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U8_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U9_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U10_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U6_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~G_U4_PAU
100.0024.39102.9391.90
G~G_U3_PAU
100.0024.39102.9391.90
G~G_U2_PAU
100.0024.39102.9391.90
T_AT2_MOL
-186.99-8.29187.1848.49 3
X_R2_MOL
0.00
10.5
810
.58
1
X_R1_MOL
0.00
10.5
810
.58
1
T_AT1_MOL
-186.99-8.29
187.1848.49
3
T_ATU_MIL
10.2511.4815.397.09
-0.0
0-0
.00
0.00
7.09
1
T_ATK_ DCE
95.0747.88106.4566.98 6
-128.50-17.83129.7438.62
129.3817.55130.5738.62
-33.4128.5543.9413.38
33.43-30.0544.9513.38
T_ATK_MIL
84.8625.1088.5054.91
2
156.5331.84159.7345.49
-151.23-24.32153.1745.49
-151.18-24.31153.1345.47
156.4931.82159.6945.47
111.587.37
111.8233.03
-110.78-10.07111.2433.03
T_ATT_PAS
171.6459.19181.5650.75
-171.57-51.66179.1850.75
1
T_ATU_PAS
167.4057.27176.9349.46
-167.31-49.93174.6049.46
1
-41.3812.4243.2016.10
41.78-34.5754.2316.10
T_ATT_TOT
-22.44-0.9022.4522.43
22.451.5522.5122.43
-0.0
0-0
.00
0.00
22.4
3
2
88.234.6188.3526.42
-87.25-16.0688.7226.42
G~G_U1_PAU
90.0023.6293.0583.08
G~G_U5_PAU
100.0024.39102.9391.90
T_TRK_RIO
-40.50-9.3041.5542.11
40.5412.4642.4142.11
-0.00-0.000.0042.11
6
3
C_MIL
0.00
0.00
0.00
1
T_ATU_DOM
21.42-10.4323.8214.61
-21.4010.9824.0514.61
2
T_ATT_QVD
-117.163.71
117.2271.74
117.253.01
117.2971.74
1
POM/Pomasqui 138136.410.99
-61.18
QVD/Quev..142.171.03
-62.59
QVD/Quevedo 230
225.161.02
-59.45
POM/Pomasqui 230225.451.02
-57.52
DOM/SDomingo 138
138.841.01
-57.98
DOM/SDomingo 230
226.671.03
-58.53
ROS/SRosa 230
225.811.03
-58.22
ROS/SRosa 138
137.581.00
-60.77
TOT/Totoras 138
141.901.03
-54.20
TOT/Totoras 230
230.821.05
-53.08
RIO/Riobamba 230
231.621.05
-51.18
RIO/Riobamba 69
70.761.03
-55.09
MOL/Molino 230238.371.08
-41.09
MOL/Molino 138
143.281.04
-39.16
DCE/Dos Cerritos 6968.751.00
-58.69
DCE/Dos Cerritos 230218.870.99
-55.70
MIL/Milagro 6967.510.98
-55.05MIL/Milagro 138
139.301.01
-53.01
MIL/Milagro 230
221.971.01
-52.68
PAS/Pascuales 138136.910.99
-58.02
PAS/Pascuales 230219.411.00
-55.90
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.1: Flujos en las líneas del sistema de 23 0kV
119
Voltajes en las Barras
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
0.612 s 0.945 p.u.
0.622 s 0.943 p.u.
1.00 s 0.899 p.u.
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
1.00s 0.893 p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.612 s 0.936 p.u.
0.622 s 0.935 p.u.
L_MIL_PAS mil_pas_(v)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea a bierta. Frecuencias en las Barras.
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.000 s60.000 Hz
0.612 s60.214 Hz 0.622 s
60.210 Hz
0.999 s59.976 Hz
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.612 s60.186 Hz
0.622 s60.179 Hz
0.000 s60.000 Hz
0.999 s59.951 Hz
L_MIL_PAS mil_pas_(F)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5.3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta.
120
Ángulos en las barras
1.000.750.500.250.00 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg
0.000 s-52.669 deg
-0.032 s-52.674 deg
0.612 s 6.120 deg
0.618 s 6.542 deg
0.622 s 6.841 deg
1.000.750.500.250.00 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg
0.000 s-57.252 deg-0.032 s
-55.901 deg
0.612 s 0.181 deg
0.618 s 0.542 deg
0.622 s 0.794 deg
L_Milagro_Pascuales e_mil/pas(1)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea ab ierta. b.2.2 Análisis de los eventos en la demanda mínima , media y máxima. En las tablas 1,2 y 3 se indica los análisis del comportamiento del voltaje y la
frecuencia en las barras Milagro – Pascuales para las tres demandas, cuando la
línea esta abierta debido a la falla aplicada.
La simulación se la realiza para 1s para las diferentes demandas.
El estudio realizado permite determinar el caso crítico .
En base a los resultados expuestos en b.2.1 se establecen las siguientes tablas.
La tabla 1 muestra los voltajes, frecuencia y ángulos en las barras para la
demanda mínima.
Demanda Mínima 03:00am INICIO(línea cerrada) DESPUÉS (línea abierta a los 109ms)
t = 612ms t = 1 s
BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECU ENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA
MILAGRO 1.030 60 9.292 MILAGRO 0.919 60.211 61.363 MILAGRO 0.902 60.073
PASCUALES 1.018 60 6.928 PASCUALES 0.914 60.205 56.314 PASCUALES 0.899 60.073
Tabla 1: Voltajes, Ángulos y Frecuencias en las bar ras
121
La tabla 2 muestra los voltajes, frecuencia y ángulos en las barras para la
demanda media.
Demanda Media 12:00pm INICIO(línea cerrada) DESPUÉS (línea abierta a los 109ms)
t = 612ms t = 1 s
BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECU ENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA
MILAGRO 0.995 60 -59.008 MILAGRO 0.997 60 -55.877 MILAGRO 0.994 60
PASCUALES 0.985 60 -62.076 PASCUALES 0.985 60 -61.157 PASCUALES 0.978 60
Tabla 2: Voltajes, Ángulos y Frecuencias en las bar ras
La tabla 3 muestra los voltajes, frecuencia y ángulos en las barras para la
demanda máxima.
Demanda Máxima 19:00pm INICIO(línea cerrada) DESPUÉS (línea abierta a los 109ms)
t = 612ms t = 1 s
BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECU ENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA
MILAGRO 1.01 60 -52.669 MILAGRO 0.945 60.215 6.120 MILAGRO 0.899 59.976
PASCUALES 0.998 60 -57.252 PASCUALES 0.936 60.186 0.181 PASCUALES 0.893 59.951
Tabla 3: Voltajes, Ángulos y Frecuencias en las bar ras
Al tiempo de los 612ms se realiza el primer cierre de un extremo de la línea.
En las graficas 5.1 y 5.2 se observa que el tiempo para el primer recierre se lo
toma en un rango de (300-600) ms, después de los 109ms de la apertura de la
línea, garantizando que el primer cierre será exitoso sin problemas de arco.
Para ésta línea, el tiempo del primer cierre se lo analiza en el intervalo de (612-
622)ms.
El estudio de recierres se lo va a efectuar en la demanda máxima debido a que el
voltaje y la frecuencia tienden a caer más que las otras demandas al instante de la
apertura de la línea, de manera que si se realiza un estudio en esta demanda se
garantiza que se va ha tener buenas condiciones de estabilidad para las demás
demandas.
El extremo en donde la frecuencia y el voltaje tienden a caer es en Pascuales.
Una vez hacho este análisis se procede a realizar los recierres, garantizando
estabilidad y sincronismo en las líneas.
122
b.2.3 Análisis del escenario seco
Prácticamente el sistema en las tres demandas mantiene la estabilidad,
respetando los límites de voltaje y frecuencia, por esta razón en esta línea no fue
necesario realizar el análisis del recierre.
b.3 Estudio del Recierre. Escenario lluvioso: demanda máxima(19:00pm) En la gráfica 5.a, se especifica cada uno de los tiempos que se deben analizar
para el estudio de un recierre.
Gráfica 5.a: Esquema de la aplicación de un recierr e.
En esta grafica se tiene:
• t0: tiempo inicial al cual se aplica la falla monofásica en la línea.
• t1: tiempo de apertura de la línea, está determinado por el tiempo de
detección de la falla por parte del relé más el tiempo de apertura simultánea
de los disyuntores, logrando despejar la falla.
• t2: tiempo de cierre del primer extremo de la línea; para la determinación del
t2 se debe comparar las condiciones de las frecuencias y voltajes en las
barras, por lo general es recomendable cerrar en el extremo donde se tiene
menores voltajes, en estas condiciones se tiene barra viva y línea muerta.
123
• t3: Cierre del segundo extremo de la línea, se debe chequear condiciones
de sincronización entre la barra viva y la línea viva.
• t4: tiempo de estabilización del sistema, tiempo en el cual se asegura que el
sistema llega a recuperar las condiciones iniciales, de esa manera se
determina que el recierre ha sido exitoso.
El esquema presentado es el funcionamiento básico de un recierre. En sistemas
de Transmisión (230 – 138 kV), mantener el sincronismo y la estabilidad es muy
importante para lo cual se requiere la aplicación de los recierres.
En la gráfica 5.b, se observa los flujos en las líneas de 230kV para la demanda
máxima de un escenario lluvioso.
PowerFactory 13.1.257
Red de 230 kV
SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA
Período Seco - Demanda Máxima
Anexo:
Flujo Carga Balanceada
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Potencia Aparente [MVA]
Transformador
Potencia Acti
Potencia Reac
Potencia Apar
Ficticia Pomasqui
T_POM
-151.51-34.38155.3653.79
-0.0
0-0
.00
0.00
53.7
9 151.6045.15158.1853.79
2
84.11-3.9684.2024.45
-83.77-1.0883.7824.45
-168.03-30.75170.8250.14
172.6842.57177.8550.14
-41.3712.4243.1916.10
41.77-34.5754.2216.10
-124.65-8.50124.9436.28
127.361.29
127.3636.28
172.7142.57177.8850.15
-168.05-30.75170.8450.15
26.57-10.2728.498.75
-26.532.7026.678.75
X_RCW_PAS
0.00
0.00
0.00
1
-115.35-9.75
115.7733.73
118.34-3.16118.3833.73
26.57-10.2728.498.75
-26.542.7026.678.75
17.29-4.5017.876.42
-17.25-13.9322.176.42
17.29-4.5017.866.42
-17.25-13.9322.176.42
X_RCW_QVD
0.000.000.00
1
X_RCW_DOM
0.000.000.00
1
6.60-12.6214.254.24
-6.60-0.996.674.24
6.60-12.6114.234.24
-6.59-0.996.664.24
88.444.6688.5726.49
-87.46-16.1288.9326.49
0.00
0.00
0.00
1
T_ATU_ROS
-214.47-41.57218.4659.97
214.5852.02220.8059.97
-0.0
00.
000.
0059
.97
2
X_R
CX
_TO
T
0.00
0.00
0.00
1
X_RCX_RIO
0.000.000.00
1
G~
G_U7_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U8_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U9_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U10_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~
G_U6_PAUTE
106.2637.93112.8388.35
G~G_U4_PAU
100.0024.39102.9391.90
G~G_U3_PAU
100.0024.39102.9391.90
G~G_U2_PAU
100.0024.39102.9391.90
T_AT2_MOL
-186.99-8.29187.1848.49 3
X_R2_MOL
0.00
10.5
810
.58
1
X_R1_MOL
0.00
10.5
810
.58
1
T_AT1_MOL
-186.99-8.29
187.1848.49
3
T_ATU_MIL
10.2511.4815.397.09
-0.0
00.
000.
007.
09
1
T_ATK_ DCE
95.0747.88106.4566.98 6
-128.50-17.83129.7438.62
129.3817.55130.5738.62
-33.4128.5543.9513.38
33.44-30.0544.9513.38
T_ATK_MIL
84.8625.1088.5054.91
2
156.5331.84159.7345.49
-151.23-24.32153.1745.49
-151.18-24.31153.1345.47
156.4931.82159.6945.47
111.587.37
111.8233.03
-110.78-10.07111.2433.03
T_ATT_PAS
171.6459.19181.5650.75
-171.57-51.66179.1850.75
1
T_ATU_PAS
167.4057.27176.9349.46
-167.31-49.93174.6049.46
1
-41.3812.4243.2016.10
41.78-34.5754.2316.10
T_ATT_TOT
-22.44-0.9022.4522.43
22.451.5522.5122.43
-0.0
0-0
.00
0.00
22.4
3
2
88.234.6188.3526.42
-87.25-16.0688.7226.42
G~G_U1_PAU
90.0023.6293.0583.08
G~G_U5_PAU
100.0024.39102.9391.90
T_TRK_RIO
-40.50-9.3041.5542.11
40.5412.4642.4142.11
-0.00-0.000.0042.11
6
3
C_MIL
0.00
0.00
0.00
1
T_ATU_DOM
21.42-10.4323.8214.61
-21.4010.9824.0514.61
2
T_ATT_QVD
-117.163.71
117.2271.74
117.253.01
117.2971.74
1
POM/Pomasqui 138136.410.99
-61.18
QVD/Quev..142.171.03
-62.59
QVD/Quevedo 230
225.161.02
-59.45
POM/Pomasqui 230225.451.02
-57.52
DOM/SDomingo 138
138.841.01
-57.98
DOM/SDomingo 230
226.671.03
-58.53
ROS/SRosa 230
225.811.03
-58.22
ROS/SRosa 138
137.581.00
-60.77
TOT/Totoras 138
141.901.03
-54.20
TOT/Totoras 230
230.821.05
-53.08
RIO/Riobamba 230
231.621.05
-51.18
RIO/Riobamba 69
70.761.03
-55.09
MOL/Molino 230238.371.08
-41.09
MOL/Molino 138
143.281.04
-39.16
DCE/Dos Cerritos 6968.751.00
-58.69
DCE/Dos Cerritos 230218.870.99
-55.70
MIL/Milagro 6967.510.98
-55.05MIL/Milagro 138
139.301.01
-53.01
MIL/Milagro 230
221.971.01
-52.68
PAS/Pascuales 138136.910.99
-58.02
PAS/Pascuales 230219.411.00
-55.90
DIg
SIL
EN
T
Grafica 5.b: Flujos en las líneas del sistema de 23 0kV.
124
b.3.1 Eventos de simulación: Se simula una falla monofásica en la línea, al 35% (18.45km), en el sentido de la
dirección del flujo.
La falla se analiza para el 35% de la línea debido a que al 65% la frecuencia y el
voltaje son más estables.
La dirección del flujo es de la Barra 1 hacia la Barra 2
TERMINALES:
- Barra 1: Milagro.
- Barra 2: Pascuales.
EVENTOS:
Tiempo de inicio del corto circuito (to) cc-on: 0ms
- Apertura de los disyuntores y despeje de la falla.
Apertura de la línea en la barra1 (MILAGRO): 109ms
Apertura de la línea en la barra2 (PASCUALES): 109ms
Despeje del corto circuito (cc-off): 109ms
El tiempo de apertura de los disyuntores más el tiempo que el relé actúa frente a
una falla (t1) es : 109ms
CONDICIONES INICIALES: Según se observa en la gráfica 5.b los flujos de Potencia Activa y Reactiva en la
línea Milagro_Pascuales son:
- Extremo Milagro (barra 1) P = 111.51 MW Q = 7.37 Mvar - Extremo Pascuales (barra 2) P = -110.72 MW Q = -10.10 Mvar
125
Voltajes y Ángulos en las barras: - Milagro (voltaje y ángulo en la barra 1) u = 1.01 pu ∂ = -52.510 - Pascuales (voltaje y ángulo en la barra 2) u = 1 pu ∂= -55.730 TRANSFERENCIA DE POTENCIA
El flujo está en la dirección Milagro_Pascuales.
Debe recordarse que la dirección de la potencia reactiva es del nodo de mayor
voltaje al nodo de menor voltaje, para esta línea el nodo de menor voltaje es
Pascuales, y además se debe tener en cuenta que la potencia activa siempre fluye
del nodo de mayor ángulo hacia el nodo de menor ángulo.
b.3.2. Simulaciones.
b.3.2.a Apertura de la línea.
En la gráfica 1, se observa el comportamiento del SNT cuando la línea esta
abierta.
126
Simulación RMS,balanceado 999:260 ms
Nodos
Ul, Magnitud [kV]
u, Magnitud [p.u.]
U, Ángulo [deg]
Ramas
Potencia Activa [MW]
Potencia Reactiva [Mvar]
Máximo Nivel de Carga [%]
Ficticia Pomasqui
T_POM
-100.89-48.4140.68
-0.0
00.
0040
.68
100.9554.7140.68
161.14-42.8554.58
-159.4750.3254.58
-160.250.47
52.78
165.5021.8952.78
-83.7245.0232.95
85.72-50.1532.95
-194.2443.4565.82
203.187.76
65.82
165.5021.8852.78
-160.250.48
52.78
-78.8944.0230.08
79.35-47.0230.08
X_RCW_PAS
0.00
0.00
1
-185.4852.8963.47
196.025.1763.47
-78.9344.0330.09
79.38-47.0430.09
-37.8611.9614.42
38.11-26.2914.42
-37.8611.9714.43
38.11-26.2914.43
X_RCW_QVD
0.000.00
1
X_RCW_DOM
0.000.00
1
-55.401.8117.99
55.72-11.2117.99
-55.401.8117.99
55.72-11.2117.99
148.39-28.4648.80
-145.0239.7248.80
0.00
0.00
1
T_ATU_ROS
-241.953.0269.96
242.0811.0069.96
-0.0
00.
0069
.96
X_R
CX
_TO
T
0.00
0.00
1
X_RCX_RIO
0.000.00
1
G~
G_U7_PAUTE
124.0829.6499.90
G~
G_U8_PAUTE
124.0829.6499.90
G~
G_U9_PAUTE
124.0829.6499.90
G~
G_U10_PAUTE
124.0829.6499.90
G~
G_U6_PAUTE
124.0829.6499.90
G~
G_U4_PAU
115.5334.31107.60
G~
G_U3_PAU
115.5334.31107.60
G~
G_U2_PAU
115.5334.31107.60
T_AT2_MOL
-236.14-29.2470.76
X_R2_MOL
-0.0
08.
17
1
X_R1_MOL
-0.0
08.
17
1
T_AT1_MOL
-236.14-29.2470.76
T_ATU_MIL
21.68-26.9317.86
-0.0
0-0
.00
17.8
6
T_ATK_ DCE
79.2539.3262.34
-224.8815.6875.19
228.245.38
75.19
-145.2556.6351.89
145.62-55.0051.89
T_ATK_MIL
70.5820.6051.18
180.8224.8257.42
-172.1018.0857.42
-170.9218.0857.03
179.6324.4357.03
0.000.000.00
0.000.000.00
T_ATT_PAS
149.5722.3947.24
-149.51-15.9047.24
T_ATU_PAS
145.8121.4646.03
-145.73-15.1346.03
-84.0945.1833.08
86.09-50.2833.08
T_ATT_TOT
-48.1851.2673.83
48.20-46.3073.83
-0.0
0-0
.00
73.8
3
148.36-28.4548.79
-144.9939.7148.79
G~
G_U1_PAU
105.8434.8499.49
G~
G_U5_PAU
115.5334.31107.60
T_TRK_RIO
-33.073.0637.07
33.10-0.6037.07
-0.00-0.0037.07
C_MIL
0.00
0.00
1
T_ATU_DOM
35.762.4223.18
-35.73-1.5123.18
T_ATT_QVD
-91.5243.1965.21
91.59-37.6265.21
POM/Pomasqui 138130.010.94
-21.80
QVD/Quev..134.870.98
-14.23
QVD/Quevedo 230209.110.95
-11.45
POM/Pomasqui 230216.380.98
-19.14
DOM/SDomingo 138
130.930.95
-12.96
DOM/SDomingo 230
212.490.97
-14.00
ROS/SRosa 230
212.460.97
-16.75
ROS/SRosa 138130.570.95
-19.97
TOT/Totoras 138
134.630.98-8.97
TOT/Totoras 230
208.220.95-6.16
RIO/Riobamba 230
205.450.93-1.48
RIO/Riobamba 69
64.170.93-5.46
MOL/Molino 230207.760.9419.71
MOL/Molino 138
125.690.9122.90
DCE/Dos Cerritos 6961.360.89-4.78
DCE/Dos Cerritos 230195.450.89-1.64
MIL/Milagro 6960.150.872.68
MIL/Milagro 138127.400.924.29
MIL/Milagro 230
197.830.905.17
PAS/Pascuales 138123.370.89-5.01
PAS/Pascuales 230196.360.89-2.72
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 1: Apertura de la línea.
La simulación se lo realiza para 1s con la línea abierta, tiempo en el cual se debe
determinar en cual de los dos extremos de la línea se tiene bajos niveles de voltaje
y frecuencia para realizar el primer cierre.
b.3.2.b Voltajes en las barras.
La Gráfica 2, muestra el comportamiento de los voltajes en la barras de Milagro-
Pascuales, al instante de la apertura de la línea producto de la falla aplicada.
127
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
0.612 s 0.945 p.u.
0.622 s 0.943 p.u.
1.00 s 0.899 p.u.
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.
L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
1.00s 0.893 p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.612 s 0.936 p.u.
0.622 s 0.935 p.u.
L_MIL_PAS mil_pas_(v)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 2: Voltajes en las barras, con la línea abi erta. La línea roja representa al voltaje en las barras mientras que la azul es el voltaje
en la línea. En cada una de las gráficas se especifica la barra y el extremo de la
línea que se analiza, con este análisis se logra determinar que el voltaje tiende a
caer en la barra de Pascuales, por lo que es recomendable realizar el primer cierre
en este extremo de la línea, de manera que no se produzcan problemas por bajo
voltaje.
El análisis del primer tiempo de cierre para esta línea se toma en el rango de los
(612-622)ms que es el tiempo (to+t1), tiempo en el cual el voltaje mantiene el
mismo valor, garantizando que no se tenga problemas de estabilidad.
b.3.2.c Frecuencia en las barras.
En la grafica 3 se observa el comportamiento de la frecuencia en las barras
Milagro-Pascuales.
128
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.000 s60.000 Hz
0.612 s60.214 Hz 0.622 s
60.210 Hz
0.999 s59.976 Hz
0.9990.7790.5600.3400.120-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.612 s60.186 Hz
0.622 s60.179 Hz
0.000 s60.000 Hz
0.999 s59.951 Hz
L_MIL_PAS mil_pas_(F)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 3: Frecuencia en las barras, con la línea a bierta.
Esta gráfica permite determinar el comportamiento de la frecuencia en las barras
de Milagro y Pascuales cuando la línea esta abierta.
El análisis se lo realiza para el mismo intervalo del voltaje (612-622)ms,
determinando así que la frecuencia en la barra de Pascuales es menor a la de
Milagro. Para tener buenas condiciones de estabilidad es recomendable dar el
primer cierre en Pascuales, con el objeto de evitar problemas por baja frecuencia.
Es recomendable para condiciones de estabilidad mantener la frecuencia en un
rango de +/-0.2HzL19, de manera que no se produzca la regulación primaria ni
secundaria de frecuencia del sistema.
b.4 Comprobación del primer tiempo de cierre
b.4.1 Cierre con falla en la línea.
Se produce otra falla en la línea al instante del cierre del primer extremo de la
línea, el objetivo es determinar si el sistema mantiene la estabilidad en buenas
condiciones aún con una falla presente.
A continuación se analiza como se mantienen los voltajes y frecuencias en las
barras con un cierre en falla.
129
b.4.1.a Voltajes
En la gráfica 4, se puede observar el comportamiento de los voltajes en las barras
y en la línea, cuando se produce otra falla al instante de primer cierre.
1.49781.17830.8590.5390.220-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
0.612 s 0.945 p.u.
0.721 s 0.595 p.u.
1.000 s 0.895 p.u.
1.496 s 0.945 p.u.
1.49781.17830.8590.5390.220-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.612 s 0.936 p.u.
0.721 s 0.432 p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
1.496 s 0.937 p.u. 1.000 s
0.883 p.u.
L_MIL_PAS mil_pas_(v)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 4: Cierre en falla de la línea, voltajes e n la línea y en las barras de referencia. Se realiza una simulación de cierre en falla a los 612ms en el extremo de la línea
que va hacia la barra de Pascuales. El cierre en falla significa que al instante de
cerrar el primer extremo se produce otra falla en la línea.
Se observa que los voltajes en las barras caen pero llegan ha estabilizarse, de
manera que se garantiza que el sistema mantenga la estabilidad aún con una falla
presente. Esto garantiza que el tiempo analizado es recomendable para el estudio
del primer cierre de manera que no se produzcan problemas por bajo voltaje.
130
En la gráfica 5 se observa el comportamiento de los voltajes en un cierre con falla
para un tiempo menor que el de la gráfica 4.
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
0.300 s 1.013 p.u.
0.409 s 0.631 p.u.
1.000 s 0.910 p.u.
1.497 s 0.999 p.u.
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.300 s 0.987 p.u.
0.409 s 0.457 p.u.
1.000 s 0.897 p.u.
1.497 s 0.983 p.u.
L_MIL_PAS mil_pas_(v)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 5: Cierre en falla de la línea, Voltajes e n la línea y en las barras de referencia. Se realiza el mismo evento que el analizado en la gráfica 4, con la diferencia que
el cierre del primer extremo se da a los 300ms (to+t1) en el extremo de la línea
que va hacia la barra de Pascuales, tiempo en el cual el arco sigue presente. Para
este caso, al realizar un cierre en falla se comprueba que el sistema tiende a
oscilar de manera que los voltajes caen, produciendo condiciones de bajo voltaje
que afectan a la estabilidad del sistema, esto implica que no es recomendable
realizar recierres rápidos.
131
b.4.1.b Frecuencias
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.000 s60.000 Hz
0.612 s60.214 Hz
0.721 s60.551 Hz
1.496 s59.703 Hz
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
62.00
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
0.612 s60.186 Hz
0.721 s60.491 Hz
1.496 s59.706 Hz
L_MIL_PAS mil_pas_(F)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 6: Cierre en falla de la línea, frecuencia en las barras de referencia.
Al producirse un cierre en falla a los 612ms, tiempo tomado para el primer cierre,
se observa que la frecuencia mantiene condiciones estables aún con una falla en
el sistema garantizando que el sistema es capaz de mantener buenas condiciones
de estabilidad aún con una falla presente, si bien la frecuencia tiende a caer pero
no se suscitan problemas por baja frecuencia.
132
En la gráfica 7 se observa el comportamiento de la frecuencia en un cierre con
falla en un tiempo menor que el de la gráfica 6.
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
59.20
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
1.497 s59.666 Hz 0.000 s
60.000 Hz
0.300 s60.194 Hz
0.409 s60.530 Hz
1.49671.17740.8580.5390.219-0.1000 [s]
62.00
61.50
61.00
60.50
60.00
59.50
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
1.497 s59.679 Hz
0.000 s60.000 Hz
0.300 s60.222 Hz
0.409 s60.560 Hz
L_MIL_PAS mil_pas_(F)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 7: Cierre en falla de la línea, frecuencia en la línea y en las barras de
referencia.
Al producirse el mismo evento que el estudiado en la gráfica 6, para un tiempo de
300ms, se observa que la frecuencia tiende a caer de manera que la estabilidad
del sistema corre peligro de perderse.
Como se puede ver se pasa a la regulación primaria, mientras que con el tiempo
anteriormente definido el sistema se mantiene en el rango establecido para
condiciones normales.
En la simulación se puede ver que para un tiempo de cierre menor a 300ms la
frecuencia tiende a caer aun más, por esta razón no se deben realizar recierres
rápidos en tiempos menores a la extinción del arco arco.
133
b.5 Recierres.
Una vez analizado el tiempo para el primer cierre se procede a cerrar el primer
extremo de la línea
b.5.1 Cierre del primer extremo de la línea.
En base a los análisis se determina que el primer cierre se debe dar en Pascuales.
Para este evento se tomarán los valores de tiempos de 503ms (t2) para el cierre y
612ms tiempo total, mismo que incluye los 109ms de apertura de la línea.
El primer cierre se debe analizar para los dos extremos de la línea. Es preferible
realizar el primer cierre en el extremo más débil de manera que el voltaje y la
frecuencia no tiendan a caer más de los límites establecidos, con lo cual se
garantiza que el sistema tiene buenas condiciones de estabilidad, ya que si en el
otro extremo se tiene generación le queda mucho más fácil poder sincronizar.
b.5.2 Cierre del segundo extremo de la línea.
Al igual que para los eventos estudiados en la gráfica 2 y 3 del literal b.3.2.b y
b.3.2.c , se debe tomar un rango de tiempo para el segundo cierre garantizando
que el voltaje y el ángulo en las barras con respecto a la punta de la línea abierta
mantengan la misma variación, de manera que no se presenten problemas de
sincronización.
134
b.5.2.a Voltajes.
Gráfica 8: Voltajes en la línea y en las barras de referencia, cierre del un extremo de la línea y chequeo de sincronización en el otro extremo de la línea. Se realiza el primer cierre a los 612ms, en el extremo de Pascuales ya que el
voltaje es menor en ese extremo, luego de un rango de 300ms, determinados en
el literal b.3.2.b de este estudio. Se inicia el proceso de chequeo de sincronismo
entre el extremo de la línea que esta abierto y la barra, con línea viva y barra viva.
En la gráfica 8, la línea azul representa al extremo de la línea que esta
desconectada, que en este caso es Milagro. Se comprueba, que por efecto
capacitivo de la línea, el voltaje en la punta de la línea es mayor que el voltaje de
la barra(representada por la línea roja la barra de Milagro), de manera que se
garantiza que el primer cierre se dio en el extremo más débil.
Para la sincronización se toma en el intervalo de tiempo de (899-915)ms , con el
objeto de que la variación del voltaje se mantenga en un mismo rango, y así
garantizar que le sistema pueda sincronizar sin ningún problema.
1.49531.17620.8570.5380.219-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
0.612 s 0.936 p.u.
0.612 s 0.945 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.915 s 0.896 p.u.
0.915 s 0.893 p.u.
0.915 s 0.891 p.u.
0.899 s 0.896 p.u.
0.899 s 0.894 p.u.
0.899 s 0.891 p.u.
1.49531.17620.8570.5380.219-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.612 s 0.936 p.u.
0.899 s 0.891 p.u.
0.915 s 0.891 p.u.
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(V)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
135
b.5.2.b Ángulos
Gráfica 9: Ángulos en la línea y en las barras de r eferencia, cierre del un extremo de la línea y chequeo de sincronización en el otro extremo de la línea El análisis para la sincronización entre el extremo abierto de la línea y la barra, se
realiza de manera similar a la efectuada para el voltaje.
Mediante el empleo de las gráficas, de voltaje y ángulo respectivamente se puede
determinar el tiempo en el cual se puede realizar el segundo cierre, manteniendo
las condiciones de sincronización de voltaje y ángulo en la barra y la línea.
1.49531.17620.8570.5380.219-0.1000 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg
0.000 s-52.481 deg
0.915 s 7.911 deg
0.915 s-0.569 deg
0.899 s 8.345 deg
0.899 s-0.178 deg
1.49531.17620.8570.5380.219-0.1000 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg
0.000 s-55.768 deg
0.899 s-0.162 deg
0.915 s-0.553 deg
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(A)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
136
b.5.2.c Tiempo de cierre del segundo extremo de la línea.
En base al análisis realizado de las gráficas 8 y 9 se realiza el cierre del segundo
extremo de la línea garantizando que existe la sincronización de línea viva y barra
viva. El cierre del segundo extremo se da en Milagro.
Se establecen los tiempos de cierre (t3) en 303ms y el total (t) en 915ms.
b.5.2.c.1 Análisis de la sincronización: Para la sincronización se establece los siguientes parámetrosL20:
- Diferencia de voltaje entre la barra y la línea 10%
- Diferencia de ángulo entre la barra y la línea 20 grados.
V (pu) Θ Limite (v) 10% Limite( ∂)20grados
LINEA MIL/PAS 0.896 7,911
BARRA MIL 0.891 -0.569
0.005=0.5% 8.38
Se puede ver que la sincronización es exitosa, debido a que la diferencia de
ángulo y voltaje está en el rango establecido para la operación.
b.5.3 El tiempo de Estabilización
Se establece en 5.2 s (t4), al final del cual el sistema recupera las condiciones
iniciales de la potencia activa. Este valor se tomo cuando la variación de la
oscilación entre el máximo y mínimo es pequeña y se mantiene.
L20Resultados de Estudios Eléctricos, Quito 29 de noviembre del 2002.
137
b.5.3.a Voltajes en las barras y en la línea. En la gráfica 10 se representan los voltajes en las barras y en la línea, luego de la
aplicación del recierre.
Gráfica 10: Voltajes Finales.
El voltaje en la línea Milagro_Pascuales y en las barras se recupera a las
condiciones iniciales, lo que implica que el recierre es exitoso. Los tiempos
analizados garantizan que el sistema mantiene la estabilidad.
Se observa que los voltajes de cada extremo de la línea con relación al voltaje de
la barra están oscilando de la misma manera; si bien oscilan en un rango pequeño
el cual se da luego de cualquier perturbación.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
0.109 s 0.211 p.u.
5.198 s 1.016 p.u.
5.198 s 1.003 p.u.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.109 s 0.338 p.u.
5.198 s 1.003 p.u.
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(V)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
138
b.5.3.b Ángulos en la línea y en las barras
Gráfica 11: Ángulos Finales.
Luego de ocurrir los eventos se observa que con los tiempos analizados, los
ángulos en las barras logran recuperar sus condiciones iniciales. A medida que
trascurre el tiempo se observa que las oscilaciones tienden a disminuir logrando
así que el sistema se mantenga en buenas condiciones de estabilidad.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg
0.000 s-52.498 deg
0.915 s 7.905 deg
0.915 s-0.575 deg
5.198 s-71.128 deg
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
200.00
100.00
0.00
-100.00
-200.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in degL_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg
5.198 s-74.290 deg
0.000 s-55.720 deg
0.915 s-0.558 deg
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(A)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
139
b.5.3.c Voltajes en las líneas adyacentes.
6.72455.35963.99472.62981.2649-0.1000 [s]
1.25
1.00
0.75
0.50
0.25
0.00
-0.25
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.L_DCER_MILA_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_PASC_DCER_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.000 s 0.995 p.u.
5.198 s 1.010 p.u.
5.198 s 0.999 p.u.
5.198 s 0.996 p.u.
L_MIL_PAS mil_pas_(VT)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
Gráfica 12: Voltajes de las líneas respecto a las b arras de referencia
En esta gráfica 12 se observa la variación de voltaje en la línea Dos Cerritos –
Milagro (L_DCER_MIL), y en la línea Pascuales-Dos Cerritos (L_PASC_DCER),al
instante de la apertura y cierre de la línea Milagro – Pascuales (L_MIL_PAS). En
base a los tiempos analizados para la aplicación del recierre se puede observar
que luego del recierre las tres líneas empiezan a oscilar de una manera uniforme
recuperando sus condiciones iniciales, manteniendo de esa manera la estabilidad
del sistema.
140
b.5.3.d Potencia Activa en las líneas
Gráfica 13: Potencia Activa.
Este grafico muestra el comportamiento de la potencia activa sólo desde donde
se inicia el flujo. En la gráfica se especifica con colores cada una de las líneas, se
observa que la línea Dos Cerritos-Milagro (DCER/MIL_ línea azul) siempre se
encuentra sobre la línea Pascuales-Dos Cerritos (PAS/DCER_ línea verde), ya
que la dirección del flujo es de mayor a menor ángulo. Se puede ver que la
variación de la potencia activa cada vez va disminuyendo, lo que permite
determinar un tiempo de estabilización, el cual se toma cuando la variación de las
oscilaciones entre un máximo y mínimo son pequeñas.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
500.00
375.00
250.00
125.00
0.00
-125.00
L_MILA_PASC_2_2: Potencia Activa/Terminal i in MWL_DCER_MILA_2: Potencia Activa/Terminal j in MWL_PASC_DCER_2: Potencia Activa/Terminal j in MW
0.000 s129.690 MW
0.000 s111.842 MW
0.000 s33.744 MW
5.195 s129.501 MW
5.195 s111.472 MW
5.195 s32.731 MW
L_MIL_PAS l_mil_pas_(P)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
141
b.5.3.e Potencia Reactiva en las líneas.
Gráfica 14: Potencia Reactiva.
La gráfica 14 muestra el comportamiento de la potencia reactiva, se puede
apreciar que la línea Dos Cerritos – Milagro (L_DCER_MIL), está sobre la línea
Pascuales Dos Cerritos (L_PAS_DCER), se debe a que el flujo de potencia
reactiva fluye del nodo de mayor a menor voltaje.
Con los tiempos establecidos para el recierre se logra ver que las oscilaciones de
la potencia reactiva tienden cada vez a normalizarse de esa manera se garantiza
la estabilidad del sistema.
6.99525.57624.15712.73811.3190-0.1000 [s]
600.00
400.00
200.00
0.00
-200.00
L_MILA_PASC_2_2: Potencia Reactiva/Terminal i in MvarL_DCER_MILA_2: Potencia Reactiva/Terminal j in MvarL_PASC_DCER_2: Potencia Reactiva/Terminal j in Mvar
0.000 s22.139 Mvar
0.000 s11.981 Mvar
0.000 s-25.234 Mvar
5.195 s14.615 Mvar
5.195 s24.857 Mvar
5.195 s-22.798 Mvar
L_MIL_PAS l_mil_pas_(Q)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
142
b.5.3.f Frecuencia en las barras
Gráfica 15: Frecuencia Final.
Con los tiempos analizados para el recierre se logra mantener la frecuencia en el
rango establecido para condiciones normales de operación que es de +/-0.2Hz.
b.5.3.g Ángulo del Rotor en los generadores
Gráfica 16: Ángulo del Rotor.
El ángulo del rotor de los diferentes generadores sufren un disturbio en el instante
del evento, pero al comparar cada una de las curvas de los generadores:
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
80.00
40.00
0.00
-40.00
-80.00
-120.00
G_U1_PAU: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in degG_U1_TRI: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in degG_U1_AGO: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in degG_U1_DPER: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in degG_G1_CTESM: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(FIREL)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
5.198 s60.242 Hz
0.000 s60.000 Hz
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
61.60
61.20
60.80
60.40
60.00
59.60
PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz
5.198 s60.242 Hz
0.000 s60.000 Hz
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(F)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
143
Trinitaria (verde), Agoyan(azul), Daule Peripa ( verde obscuro), Esmeraldas
(verde claro), con la de Paute (roja). Para mantener la estabilidad el rango de
diferencia entre cada una de las curvas debe mantenerse de manera que no se
distancien mucho con el fin de mantener la estabilidad del sistema en buenas
condiciones. Se prueba que en el instante del evento de recierre prácticamente los
rotores de los generadores como es en un tiempo pequeño la los ángulos
permanecen prácticamente estables.
b.5.3.h Voltajes y Corrientes en la línea
Gráfica 17: Voltajes y corrientes.
Mediante el análisis de la gráfica 17 se puede asegurar que el sistema de
protecciones del Sistema Nacional de Transmisión es capaz de mantener la
estabilidad en momentos de perturbaciones, asegurando de esta manera la
confiabilidad del SNT.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Corriente, Magnitud/Terminal i in p.u.
0.000 s 1.010 p.u.
0.000 s 0.328 p.u.
5.198 s 1.016 p.u.
5.198 s 0.325 p.u.
6.99725.57784.15832.73891.3194-0.1000 [s]
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
-1.00
PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u.L_MILA_PASC_2_2: Corriente, Magnitud/Terminal j in p.u.
0.000 s 0.998 p.u.
0.000 s 0.330 p.u.
5.198 s 1.003 p.u.
5.198 s 0.328 p.u.
L_Milagro_Pascuales mil_pas_(V y I)
Demanda Máxima Período lluvioso
DIg
SIL
EN
T
144
b.5.4 Resultados de los análisis para las líneas de 230 kV del Sistema
Nacional de Transmisión
En las siguientes tablas se presentan los resultados de los tiempos para la
aplicación de los recierres en las diferentes líneas, estos tiempos son:
• t0: tiempo inicial al cual se aplica la falla monofásica en la línea.
• t1: tiempo de apertura de la línea, está determinado por el tiempo de
detección de la falla por parte del relé más el tiempo de apertura simultánea
de los disyuntores, logrando despejar la falla.
• t2: tiempo de cierre del primer extremo de la línea; para la determinación del
t2 se debe comparar las condiciones de las frecuencias y voltajes en las
barras, por lo general es recomendable cerrar en el extremo donde se tiene
menores voltajes, en estas condiciones se tiene barra viva y línea muerta.
• t3: Cierre del segundo extremo de la línea, se debe chequear condiciones
de sincronización entre la barra viva y la línea viva.
• t4: tiempo de estabilización del sistema, tiempo en el cual se asegura que el
sistema llega a recuperar las condiciones iniciales, de esa manera se
determina que el recierre ha sido exitoso.
LÍNEA ESCENARIO DEMANDA DIRECCIÓN DEL FLUJO
STA ROSA - POMASQUI LLUVIOSO MÍNIMA Sta Rosa hacia Pomasqui
STA ROSA – TOTORAS LLUVIOSO MÍNIMA Totoras hacia Sta Rosa
QUEVEDO - PASCUALES LLUVIOSO MÍNIMA Pascuales hacia Quevedo
MOLINO – MILAGRO LLUVIOSO MÁXIMA Molino hacia Milagro
MILAGRO – PASCUALES LLUVIOSO MÁXIMA Milagro hacia Pascuales PASCUALES – DOS CERRITOS LLUVIOSO MÁXIMA Dos Cerritos hacia Pascuales
DOS CERRITOS – MILAGRO LLUVIOSO MÁXIMA Milagro hacia Dos Cerritos
STO DOMINGO - STA ROSA SECA MÁXIMA Sto Domingo hacia Sta Rosa
STO DOMINGO – QUEVEDO SECA MÁXIMA Quevedo hacia Sto Domingo
MOLINO – PASCUALES SECA MÁXIMA Molino hacia Pascuales
TOTORAS – MOLINO SECA MÁXIMA Molino hacia Totoras
RIOBAMBA – TOTORAS SECA MÁXIMA Riobamba hacia Totoras
RIOBAMBA – MOLINO SECA MÁXIMA Molino hacia Riobamba
Tabla 1: Escenarios, demandas y direcciones de los flujos.
145
En la tabla 2 se muestra le porcentaje de ocurrencia de la falla, para el estudio se
plantea al 35% y 65% garantizando que está en zona 1
TIEMPO DE APERTURA (t1) LÍNEA PORCENTAJE DE LA FALLA
(ms)
STA ROSA – POMASQUI 65% 109
STA ROSA – TOTORAS 35% 109
QUEVEDO – PASCUALES 65% 109
MOLINO – MILAGRO 35% 109
MILAGRO – PASCUALES 35% 109 PASCUALES – DOS CERRITOS 35% 109
DOS CERRITOS – MILAGRO 65% 109
STO DOMINGO - STA ROSA 35% 109
STO DOMINGO – QUEVEDO 65% 109
MOLINO – PASCUALES 65% 109
TOTORAS – MOLINO 65% 109
RIOBAMBA – TOTORAS 65% 109
RIOBAMBA – MOLINO 35% 109
Tabla 2: Porcentaje en zona 1 de la ocurrencia de l a falla y tiempo de apertura de la línea.
La tabla 3 indica en cual extremo se da el primer cierre y el tiempo de cierre.
(t2) LÍNEA PRIMER CIERRE
(ms)
STA ROSA – POMASQUI Pomasqui 569
STA ROSA – TOTORAS Totoras 410
QUEVEDO – PASCUALES Pascuales 510
MOLINO – MILAGRO Milagro 391
MILAGRO – PASCUALES Pascuales 503 PASCUALES – DOS CERRITOS Dos Cerritos 414
DOS CERRITOS - MILAGRO Milagro 416
STO DOMINGO - STA ROSA Sta Rosa 529
STO DOMINGO - QUEVEDO Quevedo 534
MOLINO – PASCUALES Pascuales 452
TOTORAS – MOLINO Totoras 433
RIOBAMBA – TOTORAS Totoras 508
RIOBAMBA – MOLINO Riobamba 404
Tabla 3: Primer cierre
146
La tabla 4 muestra el tiempo de sincronización, la variación del ángulo y el
porcentaje de variación del voltaje.
SINCRONIZACIÓN
(t3) ANGULO (GRADOS) VOLTAJE(%▲) LÍNEA SEGUNDO CIERRE
(ms) ▲ANGULO ▲VOLTAJE
STA ROSA - POMASQUI Sta Rosa 305 3.823 1.9
STA ROSA – TOTORAS Sta Rosa 352 13.935 1.8
QUEVEDO - PASCUALES Quevedo 296 12.552 3.3
MOLINO – MILAGRO Molino 300 19.979 3.6
MILAGRO - PASCUALES Milagro 303 8.647 0.3 PASCUALES – DOS CERRITOS Pascuales 308 5.193 3.2
DOS CERRITOS - MILAGRO Dos Cerritos 325 9.343 1.8
STO DOMINGO - STA ROSA Sto Domingo 334 5.543 0.5
STO DOMINGO - QUEVEDO Sto Domingo 300 5.774 1.7
MOLINO – PASCUALES Molino 282 8.574 3.4
TOTORAS – MOLINO Molino 329 18.151 7.3
RIOBAMBA – TOTORAS Riobamba 367 13.402 0.5
RIOBAMBA – MOLINO Molino 373 22.531 6
Tabla 4: Segundo cierre
La siguiente tabla muestra los tiempos de estabilización del sistema, luego de aplicar el recierre.
TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN
LÍNEA (t4 s)
STA ROSA - POMASQUI 4.648
STA ROSA – TOTORAS 4.709
QUEVEDO - PASCUALES 4.601
MOLINO – MILAGRO 5.388
MILAGRO - PASCUALES 5.198 PASCUALES - DOS CERRITOS 6.975
DOS CERRITOS - MILAGRO 6.863
STO DOMINGO - STA ROSA 5.207
STO DOMINGO - QUEVEDO 5.234
MOLINO – PASCUALES 4.991
TOTORAS – MOLINO 5.524
RIOBAMBA – TOTORAS 5.368
RIOBAMBA – MOLINO 5.486
Tabla 5: Tiempo de Estabilización.
147
5.2 APLICACIÓN DEL DIGSILENT PARA SIMULAR RECIERRES TRIPOLARES PASOS A REALIZARCE 1.- Correr el flujo para el escenario que se va analizar, confirmar el tipo de
demanda analizarse
2.- Crear cajas de resultados para poder calcular condiciones iniciales, de
manera que se verifica la estabilidad del sistema
148
El objetivo de la creación de una caja de resultados es poder identificar cada
uno de los parámetros que intervienen en el análisis de la línea analizarse
Presionar en la tecla contenido para decir cada uno de los parámetros. 3.- Una vez creada la caja de resultados, definir los parámetros que se va
analizar.
Definir la línea analizarse, dar doble clic para determinar las variables que se
va analizar en la línea.
149
4.- Seleccionar en Flujos de Carga, las variables que se van analizar son: - Potencia activa en los dos extremos de la línea, (entrega y recepción).
- Potencia Reactiva en los dos extremos de la línea, (entrega y recepción).
- Voltaje en cada uno de los extremos de la línea.
- Frecuencia
150
5.- Una vez seleccionadas las variables en la línea se procede a escoger cada
una de las variables para las barras que, están involucrada en el análisis.
- Dar doble clic en la línea negra y escoger las variables en Flujos de
carga , el voltaje en la barra y el ángulo, mientras que la frecuencia es
escogida en Simulación EMT.
De la misma manera como se realiza para determinar las variable en la barra,
se realiza en la otra barra del extremo de la línea.
151
6.- Una vez creada la caja de resultados con sus respectivas variables, se
procede a crearse los Eventos de Simulación.
- En el menú se puede apreciar el símbolo dar un clic y se aparece la
siguiente ventana
- Oprimiendo ok se crea automáticamente una carpeta para los eventos.
7.- Se ubica en la línea analizarse dando un clic y aparece el siguiente cuadro,
el objetivo es determinar el porcentaje en el cual se produce la falla, para el
estudio se lo realiza al 35% y 65 %, una nota importante se debe activar en
simulaciones EMT, de lo contrario no se estaría analizando ningún evento
dinámico.
152
8.- Definir los eventos que son:
- Inicio del Corto Circuito
- Apertura de cada uno de los extremos de la línea.
153
- Despeje del corto circuito.
- Cerrar el Primer extremo.
- Cerrar el Segundo extremo.
Eventos adicionales:
- Se realizó un corto circuito al mismo instante en el que se produce el primer
cierre en el primer extremo.
- Despeje de la falla
- Abrimos el interruptor del extremo que realizamos el primer cierre.
El objetivo de esta última simulación es justificar si el tiempo muerto es lo
suficiente, de manera que si se produce una falla al instante de cierre del
primer extremo aun con la falla presente mantenga la estabilidad del sistema.
En las graficas de anexo 4 se ve claramente este ultimo evento adicional. Pasos para realizar los eventos. 1) Se ubica en la línea analizarse, dar un clic en Definir se escoge Evento de
Corto circuito.
- Damos un clic, direccionamos en la caja de eventos que nos creamos, una
vez direccionada damos un clic y se crea automáticamente el evento.
154
- Escoger el tipo de falla, para el estudio se trata de una falla monofásica.
- Se realiza el mismo procedimiento para despejar el corto circuito.
155
- Se determina los eventos de switcheo de cada uno de los disyuntores, el
de apertura y cierre.
- El siguiente paso es ubicarse en el extremo de la línea dar un clic
derecho inmediatamente aparece la ventanilla (a), luego se debe colocar
en Editar Dispositivos .
(a)
156
- Direccionar el interruptor , dar un clic derecho en el interruptor.
- En definir se ubica en eventos de Switcheo.
157
- Determinar el tiempo de apertura en la ventanilla Datos Básicos.
- De la misma manera se crea el evento de cierre del interruptor.
- El procedimiento para el otro interruptor es el mismo.
158
- En el siguiente cuadro se puede ver cada uno de los eventos realizados
8.- Una vez creado todo los eventos se procede a graficar para analizar cada uno de los eventos del recierre. - Ubicarse en insertar nueva gráfica.
- Se debe crear las graficas para las líneas y las barras que intervienen en
el análisis.
159
- Ubicarse en archivo caja de resultados y dar un clic de manera de
direccional en la caja que se creo.
- En elementos se coloca las líneas y barras que se va analizar.
160
- Luego se escoje las variables.
- Finalmente se obtiene el siguiente cuadro en el cual se identifican cada
una de las graficas analizarse.
161
CAPITULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones:
• Un aspecto importante en el estudio de recierres en las líneas de 230kV
del SNI es el relativo a la extinción del arco. Debe mencionarse que para
realizar el cierre exitoso de la línea el arco debe estar completamente
extinguido.
• Durante el tiempo que la línea queda desconectada, en el lugar de
descarga existe una zona de gas altamente ionizado que va
disminuyendo hasta desaparecer. Si se aplica voltaje antes que
desaparezca dicha nube gaseosa, la misma servirá como canal de
descarga y el recierre no resultará exitoso.
• Como resultado del estudio se determina que se puede realizar el primer
cierre de la línea en el intervalo de (400-600)ms para las líneas de
230kV.
• Se comprueba que si se realiza el primer cierre en un tiempo inferior a
los 400ms, la falla puede mantenerse debido a que no se extingue
completamente el arco eléctrico.
• Para determinar el escenario crítico se compara entre los escenarios
seco y lluvioso, analizando la variación de voltaje y de frecuencia en las
barras en el instante de la apertura de la línea. El escenario crítico es
aquel en el cual la variación de la frecuencia y voltaje son mayores para
una misma contingencia.
• Cuando se produce un cierre en falla en el intervalo de (400 - 600)ms,
luego de la apertura de la línea, se puede observar que el sistema se
mantiene estable ya que la variación de la frecuencia es mínima.
• El tiempo máximo de cierre del segundo extremo de la línea se analiza
en base a las condiciones de sincronización entre barra viva y línea viva.
• La selección del tiempo muerto y del tiempo de reposición son de vital
importancia en la aplicación de los esquemas de recierre automático, la
elección de un recierre automático rápido o lento tiene que ver
directamente con el tiempo muerto, decidir como escoger esta aplicación
del recierre es influenciada por el tipo de protección y el switcheo,
162
dependiendo de la naturaleza del sistema, la estabilidad y el efecto en
varias cargas consumidas.
• Es muy importante analizar tanto los tiempos de apertura del disyuntor
como el tiempo de operación que el relé emplea frente a una falla.
• Al minimizar el tiempo de desconexión de la línea se puede evitar
problema de estabilidad y sincronismo, por esta razón se usa los
recierre.
• En el cierre trifásico, ante una falla de cualquier tipo, el sistema de
protecciones abre el interruptor en forma trifásica, y luego del periodo
muerto o también llamado tiempo muerto, el mismo se recierra.
• El tiempo muerto de recierre tendrá que tener en cuenta la característica
del tiempo de extinción del arco, este tiempo para las aperturas trifásicas
depende de: las condiciones climáticas (viento y temperatura), el voltaje
de restablecimiento (módulo y velocidad de crecimiento) y la
configuración del lugar de descarga.
• Existen varios criterios sobre los tiempos de des-ionización del arco y el
tiempo de máximo recierre, mientras más rápido sea el tiempo de
recierre, mayor potencia puede ser transmitida pero la posibilidad de un
re-encendido del arco de falla es mayor. Es prudente mantener la línea
desenergizada por un tiempo no menor al necesario para asegurar que
no haya reencendido del arco.
• Luego de la operación el sistema oscila pero no en forma peligrosa, los
resultados de las simulaciones muestran que el tiempo máximo de
estabilización luego de aplicar un recierre se da a los 7s.
• Al momento de la apertura de la línea Dos Cerritos-Pascuales, se puede
determinar que los niveles de voltaje en las barras de Dos
Cerritos(0.85pu) y la barra de Pascuales(0.88pu) tienen los niveles de
voltaje más bajos para lo cual se realiza el primer cierre a los 414ms en
la barra de Pascuales para evitarse problemas por bajos niveles de
voltaje.
• El recierre solo se da en Zona 1 de manera que si la falla esta fuera del
alcance que abarca esta zona el recierre no se realiza.
163
• Se determina que la línea más crítica es Riobamba-Totoras, debido a
que los limites de sincronización están por los siguientes valores:
diferencia del ángulo entre ella barra y la línea es 22.50 y la diferencia
de voltaje entre la barra y la línea es 6%
• En base al estudio realizado se puede establecer los límites máximos
para la sincronización de la línea con la barra los cuales son:
Diferencia de ángulo entre la barra y la línea: 23 grados
Diferencia de voltaje entre la barra y la línea: 8%
Estos parámetros garantizan que se mantendrán buenos niveles de voltajes
en las barras y que la variación de la frecuencia es mínima.
• Para realizar la sincronización el tiempo que se debe tomar luego del
primer cierre esta en el rango de (300-400)ms, rango en el cual se
garantiza que el cierre del otro extremo se realiza sin problemas.
• La aplicación del recierre permite que el sistema tenga mejores
condiciones de voltajes y frecuencia en las barras de manera que las
condiciones de estabilidad sean mejores.
RECOMENDACIONES:
• Se debe implementar los tiempos adecuados para los recierres en las
líneas de 230kV para reducir la indisponibilidad de las líneas debido a
una falla transitoria.
• Se recomienda que el tiempo de des-ionización sea de 300ms.
• Se sugiere realizar el primer cierre en el rango de (400-600) ms, tiempo
en el que el sistema mantiene buenas condiciones.
• El rango del tiempo para realizar la sincronización luego del primer
tiempo de cierre, es (300-400)ms.
• Se recomienda realizar estudios de recierres en las líneas de 138kV
para líneas de un solo circuito. En las líneas de 138kV de doble circuito
se realiza un estudio similar que aquel efectuado para las de 230kV, con
la diferencia que la des-ionización del arco está en el orden de los
200ms.
• Se debe coordinar el tipo de verificación para el cierre de la línea en
cada uno de los extremos, de manera que en el un extremo se verifique
164
barra viva y línea muerta, mientras que en el otro extremo se debe
revisar barra viva y línea viva para realizar el sincronismo.
• Se recomienda realizar el primer cierre en el extremo en donde se tiene
menor el voltaje en la barra, de manera que no se llegue a tener rangos
de voltajes menores a los limites establecidos.
• El cierre y la apertura simultánea de los disyuntores son indispensables
para evitar una prolongación del tiempo de des-ionización del arco, la
falta de simultaneidad en la operación conduciría a la apertura de un
disyuntor, pero manteniendo el arco en la falla por la trayectoria del otro
disyuntor.
165
CAPITULO 7 BIBLLIOGRAFÍA L1.- Digsilent, programa simulador de Sistemas Eléctricos de Potencia
L2.- GÓMEZ Antonio, Análisis y Operación de sistemas de energía eléctrica,
capitulo 1 página 5, edición 2002 McGRAW-HILL/INTERAMERICANA DE
ESPAÑA, S.A.U.
L3.- Manual del Digsilent Power Factory Versión 13.1, capítulo 10 Load-Flow
Calculations, edición 2005 Gomaringen Germany.
L4.- Transformer, macro que ingresa los despachos del CENACE
L5.- GÓMEZ Antonio, Análisis y Operación de sistemas de energía eléctrica,
capitulo 3 página 140, edición 2002 McGRAW-HILL/INTERAMERICANA DE
ESPAÑA, S.A.U.
L6.- ARGUELLO Gabriel, Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de
Potencia, capitulo 2 página 13, edición
L7.- Plan de expansión del Sistema Nacional de Transmisión 2007.
L8.- Curso de Control de Voltaje , CENACE.
L9.- ABOYTES Florencio, Control de Voltaje en Sistemas Eléctricos de
Potencia, capitulo 2 página 38, edición 1991 Monterrey, N.L, México.
L10.- ARGUELLO Gabriel, Apuntes de Introducción a los Sistemas Eléctricos
de Potencia.
L11.- Power Systems Relaying Committee; Automatic Reclosing of
Transmission Lines, IEE Transactions Vol 1
L12.- Apuntes de Estabilidad para recierres, Postgrado de la Escuela
Politécnica Nacional.
L13.- LÓPEZ José, Apuntes de Protecciones Eléctricas.
166
L14.- Technical reference manual, ProtectT Line high speed distance protection terminal REL 531*2.5 L15.- Interruptores de Potencia Tipo PMP & PMRI, ABB Power T&D Company Inc. L16.- Reporte de pruebas de apertura de disyuntores de la S/E Riobamba. L17.- VENIKOV, Procesos Transitorios Electromecánicos de los Sistemas Eléctricos de Potencia, capítulo 10 página 294, edición 1988 Madrid, España. L18.- www.confiabilidadsistemaselectricos.com , Confiabilidad de sistemas
eléctricos de Potencia.
L19.- Regulación No. CONELEC – 000/99 procedimientos de Despacho y Operación. L20.- Resultados de Estudios Eléctricos, Quito 29 de noviembre del 2002
167