CD-0236.pdf
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1 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 2 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 3 CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Darwin Leandro Araujo Custodio, bajo mi supervisión. _________________________ Ing. Luis Tapia DIRECTOR DE PROYECTO 4 DEDICATORIA A mis Padres, ya que gracias a su esfuerzo y apoyo pude completar mi carrera profesional. 5 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 6 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. 7 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. 8 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 L1 Programa 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 9 • 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 • 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) (doble línea) La ubicación de los generadores en las diferentes zonas son: ZONA MOLINO-MILAGRO G_EQEERSSA_LOJA G_EQELECAUSTRO_CUENCA G_U1_PAUTE G_U2_PAUTE G_U3_PAUTE G_U4_PAUTE G_U5_PAUTE G_U10_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE G_U8_PAUTE G_U9_PAUTE G_EQEMELORO_MAC G_EQEMELRIOS_BAB G_INGSCA Loja Cuenca Molino Molino Molino Molino Molino Molino Molino Molino Molino Molino Babahoyo San Carlos 10 G_UA_MPP G_UB_MPP Machala Power Machala Power ZONA PASCUALES G_AT1_ATINAJERO G_AT2_ATINAJERO G_EQEMEPE_POS G_EQEMEPE_SEL G_GAS_PAS G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN G_TG4_GZEV G_TG5_GASAN G_TG6_GASAN G_TPBARGEI G_TV1_VASAN G_TV2_GZEV G_TV3_GZEV G_U1_EQUIL G_U1_TRI G_U2_EQUIL G_U3_EQUIL G_U4_EQUIL G_VICTORIA_TRI ZONA SANTA ROSA-TOTORAS G_CUMBAYA_VIC G_ECOLUZ_VIC G_GUANGOPOLO G_NAYON_VIC G_TG1_ROS G_TG2_ROS G_TG3_ROS G_GHERNANDEZ_ROS G_GUANGOP+CHILL_ROS G_PAPALLACTA TOTORAS G_EQAMBATO_AMB G_EQELEPCO_MUL G_EQEMELNORTE_IBA G_EQEMELNORTE_TUL EMELEC Salitral EMELEC Salitral Posorja Santa Elena Pascuales EMELEC Salitral EMELEC Salitral Gonzalo Cevallos EMELEC Salitral EMELEC Salitral Trinitaria EMELEC Salitral Gonzalo Cevallos Gonzalo Cevallos Electroquil Trinitaria Electroquil Electroquil Electroquil Victoria Vicentina Vicentina Guangopolo Vicentina Santa Rosa 13.8 Santa Rosa 13.8 Santa Rosa 13.8 Santa Rosa Santa Rosa Papallacta Ambato Mulalo Ibarra Tulcán 11 G_GEQRIO_RIO G_U1_AGO G_U1_PUC G_U2_AGO G_U2_PUC Riobamba Agoyan Pucara Agoyan 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. 12 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 13 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. 14 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.- CARACTERISTICASL2 15 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 16 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 FACTORYL3 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 17 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 BASE EN EL DIGSILENTL3 1.- El primer paso es crearse una cuenta como usuarios 18 - 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 19 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. 20 - 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 21 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. 22 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. 23 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. 24 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. 25 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. 26 - 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 CARGAL3 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. 27 - 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” 28 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 SECUNDARIOL3 - 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. 29 - 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. 30 2.3.6 AJUSTE DEL FLUJO DE CARGAL3 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. 31 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. 32 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. 33 2.3.7.- CREACIÓN DE CASO DE ESTUDIOL3. 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. 34 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. 35 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 DEMANDAL3. - En la barra de herramientas principal se selecciona el icono Editar objetos relevantes para el cálculo. 36 - En la lista que se despliega el icono Carga General, muestra una lista de todas las cargas de las áreas que componen el sistema. 37 - 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. 38 2.3.9.- CÁLCULO DE CORTO CIRCUITOSL3. En el menú principal seleccionar calcular corto circuito Luego se escoge el método para aplicar el corto circuito. 39 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. 40 - 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. 41 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. 42 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 CARACTERÍSTICASL5 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. 43 Cuando se provoca una variación en P hay que recordar que en el sistema total debe existir un equilibrio en la potencia. ∑P G = PC + PL 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: SP = P2 + Q2 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, x = (v, ∂ ) - Variables de control, u = ( PG , vG ) 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 POTENCIAL6 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. IB = [YB ]⋅ EB Ec : 3 En la que : IB = corrientes netas inyectadas a las barras . [YB ] = matriz admi tan cia de barras . EB = voltaje de barra medidos a la referencia . 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. IB = [YB] ⋅ EB Ec: (1) De la ecuación de equilibrio, la corriente inyectada en cualquier barra p es: I P = ∑ Y pq ⋅ E q Ec :(2) q Donde los términos de la matriz admitancia de barra son: Y pp = ∑ y pq p Y pq = − y pq y pq son las admitancias de los elementos entre las barras p y q. Y por definición: 49 S p = Pp + jQ p = E p ⋅ I *p = E p ∑ Y pq*⋅Eq * Ec: (3) q Donde: E q = Vq cos ∂ q + jVq sen∂ q Entonces las ecuaciones de potencia para la barra p son: Pp = ∑ VpVq (Gpq ⋅ cos ∂pq + Bpq ⋅ sen∂pq ) Ec : (4) q Q p = ∑ VpVq (Gpq ⋅ sen∂pq − Bpq ⋅ cos ∂pq ) Ec : (5) q ∂pq = ∂p − ∂q 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: Pp = Pp (V , ∂ ) p = 2,..n Qq = Qq (V , ∂ ) p = 2,...n 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 [( ) S pq = E p ⋅ I * pq = E p E *p − E q* y *pq + E *p ⋅ y *po ] Ec : (7) La potencia generada por una barra oscilante es: S1 = E1 ⋅ I 1* = E1 ⋅ ∑ Y1*q E q* Ec : (8) q La potencia reactiva generada en las barras de tensión controlada. Q p = I m ( E p ⋅ I *p ) = I m ( E p ⋅ ∑ Y pq* ⋅ E q* ) Ec : (9) La potencia activa de pérdidas. PL = ∑ Pp Ec: (10) p 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 : ∆Pp = ∑ q ∂Pp ⋅ ∆δ q + ∑ ∂δ q ∆Q p = ∑ q ∂Q p q ∂δ q ∂Pp ∂Vq ⋅ ∆∂ q + ∑ q ⋅∆Vq ∂Q p ∂Vq p = 2,...n Ec: (11) ⋅ ∆Vq p = 2,...n Estas ecuaciones en forma matricial nos dan las ecuaciones de flujo de potencia por el método de Newton Raphsón . ∆ P H = ∆Q J N ∆δ ⋅ ∆V Ec: (12) L V El objetivo de la división de ∆V p Vq 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: H pp = N pp = J pp = L pp = ∂Pp ∂δ p ∂Pp ∂V p ∂Q p ∂δ p ∂Q p ∂V p = −Q p − B pp ⋅ V p2 p = 2,...n ⋅ V p = Pp + G pp ⋅ V p2 p = 2,...n Ec: (13) = Pp − G pp ⋅ V 2 p p = 2,...m ⋅ V p = Q p − B pp ⋅ V p2 p = 2,...m Los elementos fuera de la diagonal son: 52 H pq = N pq = J pq = L pq = ∂Pp = V p ⋅ Vq (G pq ⋅ senδ pq − B pq ⋅ cos δ pq ) ∂δ q ∂Pp ∂Vq ∂Q p ∂δ q ∂Q p ∂Vq ⋅ Vq = V p ⋅ Vq (G pq ⋅ cos δ pq + B pq ⋅ senδ pq ) Ec: (14) = −V p ⋅ Vq (G pq ⋅ cos δ pq + B pq ⋅ senδ pq ) ⋅ Vq = V p ⋅ Vq (G pq ⋅ senδ pq − B pq ⋅ cos δ pq ) 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 MÉTODO 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: ∆ S = [J ] ⋅ ∆ E 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 ∆ E = [J ] ⋅ ∆S −1 7.- Calcular los nuevos voltajes. E B = E B(o) + ∆ E 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 ∆E ≤ ε o también ∆P, ∆Q pp ε 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 NewtonRaphson. Pp = ∑ V pVq (G pq cos δ pq + B pq sin δ pq ) n q =1 Q p = ∑ V pVq (G pq sin δ pq − B pq cos δ pq ) n q =1 Para el sistema propuesto: P2 = V2 G22 + V2V1 (G21 cos δ 21 + B21 sin δ 21 ) 2 Q2 = −V2 B22 + V2V1 (G21 sin δ 21 − B21 cos δ 21 ) 2 Como δ1 = 0º, se tiene: P2 = V2 G22 + V2V1 (G21 cos δ 2 + B21 sin δ 2 ) 2 55 Q2 = −V2 B22 + V2V1 (G21 sin δ 2 − B21 cos δ 2 ) 2 y12 = 1 = 1.923 − j 9.6154 0.02 + j 0.1 Y 1.923 − j 9.6154 − 1.923 + j 9.6154 Y YB = 11 12 = Y21 Y22 − 1.923 + j 9.6154 1.923 − j 9.6154 ∂P2 ∆P2 ∂δ 2 ∆Q = ∂Q 2 2 ∂δ 2 ∂P2 ⋅ V2 ∆δ 2 ∂V2 ⋅ ∆V2 ∂Q2 ⋅ V2 V2 ∂V2 ∆P2 − Q2 − V2 2 B22 ∆Q = 2 2 P2 − V2 G22 ∆δ 2 2 ∆V2 = − Q2 − V2 B22 P2 − V2 2G22 V 2 ∆δ 2 P2 + V2 G22 2 ⋅ ∆V2 2 Q2 − V2 B22 V 2 −1 2 P2 + V2 G22 ∆P2 ⋅ 2 Q2 − V2 B22 ∆Q2 Primera Iteración: Sea V2O = 0.98 y δ 2O = −5º )] [ = −1 − [(0.98) (1.923) + (0.98)(1)(− 1.923 cos(− 5º ) + 9.6154 sin (− 5º ))] ∆P2 = P2 − P2 (V2 , δ 2 ) = P2 − V2 2G22 + V2V1 (G21 cos δ 2 + B21 sin δ 2 O O O O O 2 = −0.1482 [ ∆Q2 = Q2 − Q2 (V2 ,δ 2 ) = Q2 − − V2 2 B22 + V2V1 (G21 sinδ 2 − B21 cosδ 2 O O [ O O O )] ] = −0.5 − − (0.98) (− 9.6154) + (0.98)(1)(−1.923sin(− 5º) − 9.6154cos(− 5º)) = −0.5116 2 −1 ∆δ 2 9 . 735 0 . 847 − 0.1482 − 9.85 × 10 −3 ∆V 2 = ⋅ = − 2.847 8.735 − 0.5116 − 0.0618 V2 56 δ 2 = δ 2 + ∆δ 2 = −5º −0.564º = −5.564º O 1 ∆V V21 = V2O 1 + 2 = 0.98(1 − 0.0618) = 0.9194 V2O Segunda Iteración: [ )] = −1 − [(0.9194) (1.923) + (0.9194)(1)(− 1.923 cos(− 5.564º ) + 9.6154 sin (− 5.564º ))] ∆P2 = P2 − P2 (V2 , δ 2 ) = P2 − V2 2G22 + V2V1 (G21 cos δ 2 + B21 sin δ 2 1 1 1 1 1 2 = −8.67 × 10 −3 [ ] ∆Q2 = Q2 − Q2 (V2 ,δ 2 ) = Q2 − −V2 2 B22 +V2V1 (G21 sinδ 2 − B21 cosδ 2 ) 1 1 [ 1 1 1 ] = −0.5 − − (0.9194) (− 9.6154) + (0.9194)(1)(−1.923sin(− 5.564º) − 9.6154cos(− 5.564º)) 2 −4 = −9.587×10 −1 ∆δ 2 8 . 629 0 . 626 − 8.67 × 10 −3 − 9.71× 10 −4 ∆V2 = ⋅ = − 2.626 7.629 − 9.587 × 10 −4 − 4.6 × 10 −4 V2 δ 2 = δ 2 + ∆δ 2 = −5.564º −0.056º = −5.62º 2 1 ∆V V22 = V21 1 + 2 = 0.9194 1 − 4.6 × 10 −4 = 0.919 V21 ( ) De donde se obtiene que: δ 2 = − 5 . 62 º con ε < 0 . 001 V 2 = 0 . 919 con ε < 0 . 001 Determinación de la potencia inyectada en el nodo 1: P1 = V1 G11 + V1V2 (G12 cos δ 12 + B12 sin δ 12 ) 2 P1 = (1) (1.923) + (1)(0.919 )(− 1.923 cos(5.92º ) + 9.6154 sin (5.92º )) = 1.0766 2 Q 1 = − V 1 B 11 + V 1V 2 (G 12 sin δ 12 − B 12 cos δ 12 2 Q 1 = − (1 ) 2 (− 9 . 6154 ) + (1 )(0 . 919 )(− 1 . 923 Potencia de Pérdidas: PL = 1.0766 − 1 = 0.0766 Q L = 0 . 644 − 0 . 5 = 0 . 144 ) sin (5 . 92 º ) − 9 . 6154 cos (5 . 92 º )) = 0 . 644 57 3.5 CARACTERISTICAS PARA CORRER FLUJOS DE POTENCIAL7. 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 VOLTAJEL8. 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 VOLTAJEL9. 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. L9 ABOYTES Florencio, Control de Voltaje en Sistemas Eléctricos de Potencia. 60 3.5.2.1 FLUJO DE REACTIVOS – CONTROL DE VOLTAJEL10. 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. Qij = Vi (Vi − Vj ⋅ cos ∂ ) Vj 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. Qp = Qij + Qji De acuerdo a Ec (1) se obtiene. Qp = Vi 2 Vj 2 2ViVj + − cos ∂ Ec: (2) xij xij xij 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 FACTORYL3. 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 desionización 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 ELÉCTRICOL11. 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 FUNDAMENTALESL11. 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 reencendido 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 SISTEMAL11. 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 potenciafrecuencia → Nuevo estado de equilibrio P O M /P o m a s q u i 1 3 8 137.95 1.00 -44.19 DIgSILENT 81 -151.98 -47.99 159.37 54.57 -0.00 0.00 0.00 54.57 2 152.06 59.08 163.14 54.57 P O M /P o m a s q u i 2 3 0 19.45 -23.66 30.62 18.71 139.86 1.01 -32.76 1 P 4.17 Q -17.28 S 17.78 phiu1 .. -45.09 28.54 53.36 52.74 QVD/Quev.. P -36.09 Q -9.69 S 37.37 phiu1 .. P -36.09 Q -9.69 S 37.37 phiu1 .. P 45.80 Q -2.51 S 45.87 phiu1 .. P 45.80 Q -2.51 S 45.87 phiu1 .. -0.00 -0.00 0.00 52.74 T_ATT_TOT T O T /T o t o r a s 2 3 0 R O S /S R o s a 2 3 0 229.46 1.04 -38.58 45.12 -25.90 52.02 52.74 2 1 2 271.10 82.89 283.49 76.29 P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. P 4.17 Q -17.28 S 17.78 phiu1 .. X_RCW_DOM D O M /S D o m in g o 2 3 0 144.79 1.05 -38.52 T O T /T o t o r a s 1 3 8 -270.94 -66.25 278.93 76.29 Ficticia Pomasqui 1 -19.42 24.38 31.17 18.71 138.07 1.00 -43.66 P -4.16 Q 9.25 S 10.15 phiu1 .. T_ATU_ROS P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. 2 P -4.16 Q 9.25 S 10.15 phiu1 .. P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. T_ATU_DOM R O S /S R o s a 1 3 8 229.18 1.04 -40.63 -0.00 0.00 0.00 76.29 139.73 1.01 -38.08 X_RCX_TOT T_POM D O M / S D o m in g o 1 3 8 227.90 1.04 -40.48 P -45.62 Q -9.91 S 46.68 phiu1 .. P -45.62 Q -9.91 S 46.68 phiu1 .. P -94.10 Q -14.26 S 95.17 phiu1 .. 232.71 1.06 -35.03 P -94.10 Q -14.26 S 95.17 phiu1 .. R IO / R io b a m b a 6 9 P 95.22 Q 3.54 S 95.28 phiu1 .. P 95.22 Q 3.54 S 95.28 phiu1 .. P -90.01 Q -21.17 S 92.46 phiu1 .. P -55.33 Q -14.45 S 57.19 phiu1 .. 71.97 1.04 -38.02 -44.60 -6.10 45.01 44.83 6 X_RCW_QVD T_ATT_QVD P 55.48 Q 7.72 S 56.01 phiu1 .. 1 P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. T_TRK_RIO 44.64 9.66 45.67 44.83 P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. 1 R IO /R i o b a m b a 2 3 0 72.69 13.56 73.94 44.17 P 36.25 Q -8.52 S 37.23 phiu1 .. P -57.99 Q -37.93 S 69.30 phiu1 .. P -57.99 Q -37.93 S 69.30 phiu1 .. X_RCX_RIO 234.31 1.07 -33.83 P 36.25 Q -8.52 S 37.23 phiu1 .. P -100.12 Q -17.38 S 101.62 phiu1 .. Q V D /Q u ev e d o 2 3 0 230.56 1.05 -36.66 -0.00 -0.00 0.00 44.83 3 P -72.59 Q 1.74 S 72.61 phiu1 .. P -72.59 Q 1.74 S 72.61 phiu1 .. P 73.48 Q -21.79 S 76.64 phiu1 .. P 73.48 Q -21.79 S 76.64 phiu1 .. G_U8_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE ~ G 86.05 38.05 94.09 56.48 68.35 10.87 69.21 41.08 P A S /P a s c u a l e s 1 3 8 C_MIL DCE/Dos Cerritos 69 71.07 1.03 -32.05 P 58.79 Q 7.36 S 59.25 phiu1 .. MIL/Milagro 69 -65.01 10.65 65.87 16.73 T_AT1_MOL 1 T_ATK_MIL 72.58 1.05 -33.76 P 69.16 Q 15.30 S 70.83 phiu1 .. 241.43 1.10 -26.01 -12.44 29.20 31.74 13.99 T_ATK_ DCE T_ATU_PAS 143.22 1.04 -31.00 P 69.15 Q 15.29 S 70.82 phiu1 .. MIL/Milagro 230 DCE/Dos Cerritos 230 6 2 9.70 -66.42 67.12 18.30 P -68.37 Q -35.95 S 77.25 phiu1 .. P 58.79 Q 7.36 S 59.25 phiu1 .. 3 144.61 1.05 -25.35 P 101.83 Q 1.15 S 101.83 phiu1 .. G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE ~ G P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. ~ G P 80.00 Q 22.77 S 83.18 phiu1 .. ~ G P 80.00 Q 22.77 S 83.18 phiu1 .. ~ G P 80.00 Q 22.77 S 83.18 phiu1 .. P 80.00 Q 22.77 S 83.18 phiu1 .. T_AT2_MOL 3 X_R2_MOL X_R1_MOL MIL/Milagro 138 M O L /M o l in o 1 3 8 P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. P 90.00 Q 14.52 S 91.16 phiu1 .. G ~ G ~ G ~ G_U1_PAU Potencia Activa [MW] Potencia Reactiva [Mvar] Potencia Aparente [MVA] -65.01 10.65 65.87 16.73 T_ATU_MIL 144.33 1.05 -29.93 Flujo Carga Balanceada Ramas Nodos Ul, Magnitud [kV] u, Magnitud [p.u.] U, Ángulo [deg] P 91.79 Q -2.48 S 91.82 phiu1 .. M O L /M o l in o 2 3 0 P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1 .. 9.30 -64.74 65.41 17.84 P -68.38 Q -35.95 S 77.26 phiu1 .. P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1.. 229.45 1.04 -31.30 T_ATT_PAS 1 P 32.22 Q 12.12 S 34.43 phiu1 .. 1 -9.65 67.89 68.57 18.30 232.01 1.05 -30.31 P 48.62 Q 19.71 S 52.47 phiu1 .. P 0.00 Q 0.00 S 0.00 phiu1.. X_RCW_PAS P -48.48 Q -26.64 S 55.32 phiu1 .. -0.00 0.00 0.00 13.99 P A S /P a s c u a l e s 2 3 0 1 P -37.57 Q -11.41 S 39.26 phiu1 .. 1 -9.25 66.19 66.83 17.84 P 37.58 Q 9.69 S 38.81 phiu1 .. 0 229.76 1.04 -31.11 P -32.15 Q -21.42 S 38.63 phiu1 .. 1 1 -72.64 -10.81 73.44 44.17 G_U2_PAU G_U3_PAU P 90.00 Q 14.52 S 91.16 phiu1 .. P 90.00 Q 14.52 S 91.16 phiu1 .. G ~ G ~ G_U4_PAU G_U5_PAU Red de 230 kV PowerFactory 13.1.257 SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA Período Seco - Demanda Máxima Anexo: 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 ELÉCTRICOL11. 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) 69 138 230 Tiempo De- ionización (ciclos) 13 15 18 86 c.- CARACTERÍSTICAS EN EL SISTEMA DE PROTECCIONESL13. 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 AUTOMÁTICOL12. 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 RELESL14. 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 RX. 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. Z 2 + Tx = Acc a M Z1 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 DISYUNTORESL11. 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 L15 Interruptores 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 MUERTOL11. 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 desionización 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 REPOSICIÓNL11. 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 TRANSITORIOS EN LOS RECIERRES DE LA LÍNEAL17. 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 TRANSITORIOS PARA EL RECIERREL17. 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 TRANSITORIOSL17. La calidad de los procesos que aparecen durante el paso del sistema de un régimen 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 subsistemas (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 SNIL18 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 APLICACIÓN 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. DIgSILENT 111 POM/Pomasqui 138 139.39 1.01 0.52 -0.00 -0.00 24.53 -61.90 -37.19 24.53 61.95 39.77 T_POM24.53 1.05 1.95 22.92 -7.82 22.11 TOT/Totoras138 1 1 T_ATT_TOT 12.62 24.94 27.92 TOT/Totoras 230 ROS/SRosa230 DOM/SDomingo230 139.29 1.01 -1.02 140.53 62.33 41.33 29.90 29.88 -26.46 -26.45 12.12 12.12 X_RCW_DOM QVD/Quev.. 8.84 1.89 6.46 8.84 1.89 6.46 2.61 2.61 -11.15 -11.15 3.38 3.38 0.00 0.00 -0.00 -9.84 41.33 Ficticia Pomasqui 227.47 1.03 2.89 -12.60 -24.05 27.92 T_ATU_ROS 0.00 9.90 -22.89 18.51 22.11 138.64 1.00 7.91 -140.45 -47.15 41.33 -0.00 -0.00 27.92 T_ATU_DOM -29.83 -29.82 18.92 18.91 12.12 12.12 138.61 1.00 1.12 X_RCX_TOT ROS/SRosa138 POM/Pomasqui 230 230.06 1 138.80 1.01 3.48 0.00 9.84 DOM/SDomingo138 228.13 1.04 2.76 -2.61 -2.70 3.38 -2.61 -2.70 3.38 230.26 1.05 8.56 -97.55 -97.55 -2.02 -2.02 28.93 28.93 RIO/Riobamba69 98.75 -7.80 28.93 98.75 -109.47 -100.64 -7.80 -11.09 1.74 28.93 32.14 29.48 69.00 1.00 9.80 -10.80 -6.50 29.33 X_RCW_QVD -128.42 -34.36 83.09 1 -0.00 -9.37 29.33 T_ATT_QVD T_TRK_RIO 101.13 10.82 -5.48 16.80 29.48 29.33 0.00 0.00 1 RIO/Riobamba230 X_RCX_RIO 231.04 1.05 10.85 128.52 -8.81 -8.81 43.26 -20.48 -20.48 83.09 6.46 6.46 -111.95 -11.32 32.75 QVD/Quevedo230 224.78 1.02 2.48 0.00 9.37 -55.45 -55.45 -1.15 -1.15 17.34 17.34 G_U8_PAUTE G_U10_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE G_U9_PAUTE ~ G X_RCW_PAS 97.10 85.95 16.08 10.53 28.70 25.32 226.62 1.03 9.28 -155.73 -16.99 45.04 -155.19 -16.88 44.88 51.04 12.01 31.87 237.48 1.08 19.90 76.83 -4.74 34.72 PAS/Pascuales 138 -0.00 -0.00 34.72 2 0.00 0.00 1 0.00 9.07 -124.16 -47.44 36.85 T_ATK_ DCE T_ATK_MIL T_ATU_PAS 139.99 1.01 5.45 -174.69 17.32 45.34 T_AT1_MOL C_MIL -121.11 -35.07 35.73 69.24 1.00 5.24 DCE/Dos Cerritos 69 ~ G ~ G ~ G 95.00 95.00 30.23 30.23 78.07 78.07 ~ G 95.00 95.00 30.23 30.23 78.07 78.07 MOL/Molino230 MIL/Milagro 230 DCE/Dos Cerritos 230 59.03 26.68 39.84 158.96 159.50 139.35 139.35 112.15 114.14 95.00 21.18 21.36 15.55 15.59 -4.25 -0.12 30.23 44.88 45.04 39.75 39.75 32.14 32.75 78.07 -174.69 17.32 45.34 142.07 1.03 21.73 T_AT2_MOL 1 124.22 51.67 36.85 T_ATT_PAS 223.92 1.02 7.12 -96.62 -19.87 28.70 0.00 10.38 121.18 48.35 35.73 PAS/Pascuales 230 37.60 -6.81 11.12 1 223.95 1.02 6.92 -85.49 -37.58 -16.28 5.18 25.32 11.12 0.00 10.38 56.00 56.00 -135.32 -135.32 -20.36 -20.36 -18.82 -18.79 17.34 17.34 39.75 39.75 X_R1_MOL X_R2_MOL T_ATU_MIL 143.64 MIL/Milagro 69 1.04 MIL/Milagro 138MOL/Molino138 6.88 69.36 1.01 7.92 0.00 0.00 0.00 G ~ 100.00 8.58 89.61 G ~ 100.00 8.58 89.61 G ~ 100.00 8.58 89.61 G ~ 100.00 8.58 89.61 G ~ G_U1_PAU G_U3_PAU G_U2_PAU G_U5_PAU G_U4_PAU Cálculo de las Condiciones Iniciales Nodos Ramas Ul, MagnitudPotencia [kV] Activa [MW] Reactiva [Mvar] u, Magnitud Potencia [p.u.] U, Ángulo [deg] Máximo Nivel de Carga [%] Gráfica N = 5.1: Flujos en las líneas del sistema de 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 DIgSILENT 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. 1.25 0.612 s 0.919 p.u. 0.000 s 1.030 p.u. 1.00 0.622 s 0.918 p.u. 1.000 s 0.902 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.172 p.u. 0.25 0.00 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.000 s 1.018 p.u. 0.612 s 0.914 p.u. 1.00 0.622 s 0.913 p.u. 1.000 s 0.899 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.292 p.u. 0.25 0.00 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_Milagro_Pascuales Demanda Minima L_MIL_PAS_(V) Período lluvioso Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea abierta. 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 DIgSILENT apertura de la línea. 60.500 60.375 0.612 s 60.211 Hz 0.622 s 60.210 Hz 60.250 1.000 s 60.073 Hz 60.125 0.000 s 60.001 Hz 60.000 59.875 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 60.50 60.40 60.30 0.612 s 60.205 Hz 0.622 s 60.202 Hz 60.20 1.000 s 60.073 Hz 60.10 0.000 s 60.001 Hz 60.00 59.90 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_Milagro_Pascuales Demanda Minima L_MIL_PAS_(F) Período lluvioso 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 DIgSILENT cuando la línea esta abierta. 200.00 0.612 s 61.363 deg 0.622 s 61.753 deg 100.00 0.000 s 9.292 deg 0.00 -100.00 -200.00 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg 200.00 0.612 s 56.314 deg 0.622 s 56.680 deg 100.00 0.000 s 6.928 deg 0.00 -100.00 -200.00 0.00 0.25 0.50 PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg L_Milagro_Pascuales Demanda Minima L_MIL_PAS_(A) Período lluvioso Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea abierta. 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 POM/Pomasqui 138 137.28 0.99 -61.47 DIgSILENT reactiva que circulan por cada una de las líneas. -133.80 -30.01 137.12 47.18 T_POM 133.87 38.40 139.27 47.18 DOM/SDomingo 138 POM/Pomasqui 230 47.91 -24.68 53.89 33.51 X_RCW_DOM -43.51 -3.08 43.62 13.40 TOT/Totoras 138 140.84 1.02 -56.58 -189.17 -37.28 192.81 52.85 224.59 1.02 -60.29 QVD/Quev.. 45.37 -1.66 45.40 13.92 -28.75 -8.20 29.89 30.12 45.37 -1.66 45.40 13.92 -21.43 -11.51 24.32 7.28 -21.43 -11.51 24.32 7.28 1 0.00 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.00 30.12 2 2 2 189.26 45.49 194.65 52.85 28.76 T_ATT_TOT 9.20 30.20 30.12 TOT/Totoras 230 ROS/SRosa 230 DOM/SDomingo 230 138.93 1.01 -65.63 -43.51 -3.08 43.62 13.40 137.78 1.00 -61.62 Ficticia Pomasqui 1 -47.88 26.33 54.64 33.51 43.60 -4.01 43.78 13.40 T_ATU_ROS 0.00 0.00 0.00 2 43.60 -4.01 43.78 13.40 0.00 0.00 0.00 T_ATU_DOM ROS/SRosa 138 226.32 1.03 -58.27 -0.00 0.00 0.00 52.85 136.62 0.99 -59.01 X_RCX_TOT -0.00 -0.00 0.00 47.18 2 225.88 1.03 -59.38 21.47 -1.67 21.54 7.28 21.47 -1.67 21.54 7.28 -72.60 -17.99 74.79 22.27 230.61 1.05 -55.13 -72.60 -17.99 74.79 22.27 RIO/Riobamba 69 73.28 4.06 73.39 22.27 73.28 4.06 73.39 22.27 -93.61 -12.08 94.39 27.52 -81.71 -5.24 81.88 23.88 68.92 1.00 -54.78 -15.50 -8.60 17.73 17.97 1 X_RCW_QVD -102.16 -14.53 103.18 64.66 15.52 T_TRK_RIO 9.33 18.11 17.97 82.03 0.08 82.03 23.88 1 0.00 0.00 0.00 102.23 20.03 104.17 64.66 -6.01 4.56 7.54 8.84 1 -45.11 -14.58 47.40 13.92 X_RCX_RIO 231.75 1.05 -53.29 -45.11 -14.58 47.40 13.92 -97.56 -9.40 98.01 28.44 -6.01 4.56 7.54 8.84 G_U8_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE 1 X_RCW_PAS 201.02 51.21 207.44 58.68 45.67 -22.13 50.76 15.28 216.49 0.98 -61.85 T_ATT_PAS 1 -115.01 -12.24 115.66 34.81 115.73 10.82 116.23 34.81 218.90 0.99 -59.07 C_MIL T_AT1_MOL 1 T_ATK_MIL PAS/Pascuales 138 DCE/Dos Cerritos 69 199.14 48.86 205.05 57.85 236.30 1.07 -45.34 101.99 13.08 102.83 48.02 T_ATK_ DCE 67.51 0.98 -64.15 199.11 48.85 205.02 57.84 172.98 35.97 176.69 50.29 172.98 35.97 176.69 50.29 66.71 0.97 -60.94 MIL/Milagro 69 -209.62 14.48 210.123 54.54 141.53 1.03 -43.13 137.45 1.00 -62.52 Transformador Potencia Acti u, Magnitud [p.u.]Potencia Reactiva [Mvar]Potencia Reac U, Ángulo [deg] Potencia Aparente [MVA]Potencia Apar ~ G 104.20 46.83 114.24 89.46 104.20 46.83 114.24 89.46 104.20 46.83 114.24 89.46 104.20 46.83 114.24 89.46 104.20 57.81 119.16 93.32 -209.62 14.48 210.12 54.54 3 T_AT2_MOL X_R2_MOL X_R1_MOL MIL/Milagro 138 MOL/Molino 138 102.00 12.38 102.75 91.74 G ~ Ul, Magnitud [kV]Potencia Activa [MW] 99.21 -6.24 99.41 28.44 T_ATU_MIL G_U1_PAU Flujo Carga Balanceada Nodos Ramas 95.58 -8.85 95.98 27.52 ~ G MOL/Molino 230 65.25 19.92 68.22 42.92 2 -200.94 -41.34 205.15 58.68 -192.86 -23.70 194.31 57.84 MIL/Milagro 230 DCE/Dos Cerritos 230 69.34 34.37 77.39 49.23 8 T_ATU_PAS 135.54 0.98 -64.66 -192.89 -23.71 194.34 57.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -195.91 -39.80 199.91 57.18 102.77 3.59 102.84 30.75 ~ G 0.00 0.00 0.00 PAS/Pascuales 230 -45.64 20.73 50.13 15.28 ~ G 1 -102.08 -6.90 102.32 30.75 G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE ~ G 0.00 0.00 0.00 -166.42 -17.70 167.36 50.29 2 196.01 49.43 202.15 57.18 -166.42 -17.70 167.36 50.29 -0.00 -0.00 0.00 48.02 6.06 -28.77 29.40 8.84 1 6.06 -28.77 29.40 8.84 216.83 0.99 -62.13 0.00 0.00 0.00 RIO/Riobamba 230 QVD/Quevedo 230 221.90 1.01 -62.80 -0.00 0.00 0.00 17.97 3 T_ATT_QVD 102.00 12.38 102.75 91.74 G ~ 102.00 12.38 102.75 91.74 G ~ G_U2_PAU G_U3_PAU 100.00 12.20 100.74 89.95 100.00 12.20 100.74 89.95 G ~ G ~ G_U4_PAU G_U5_PAU Red de 230 kV PowerFactory 13.1.257 Gráfica 5.1: Flujos en las líneas del sistema de 230kV 1 1 SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES Anexo: FLUJOS DE CARGA Período Seco - Demanda Máxima 116 DIgSILENT Voltajes en las Barras 1.25 0.000 s 0.995 p.u. 0.612 s 0.997 p.u. 0.109 s 0.995 p.u. 0.622 s 0.997 p.u. 1.00 s 0.994 p.u. 1.00 0.75 0.50 0.25 0.00 -0.25 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.612 s 0.980 p.u. 0.109 s 0.985 p.u. 0.000 s 0.985 p.u. 1.00s 0.978 p.u. 0.622 s 0.980 p.u. 1.00 0.75 0.50 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.120 0.340 0.559 0.779 [s] 0.999 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_MIL_PAS L_MIL_PAS_(V) Demanda Media Período lluvioso Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea abierta. DIgSILENT Frecuencias en las Barras. 60.016 60.012 60.008 0.612 s 60.005 Hz 60.004 0.622 s 60.005 Hz 0.000 s 60.003 Hz 0.999 s 59.997 Hz 60.000 59.996 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 60.012 60.009 0.612 s 60.005 Hz 60.006 0.622 s 60.004 Hz 0.000 s 60.003 Hz 60.003 0.999 s 59.996 Hz 60.000 59.997 59.994 -0.1000 0.120 0.340 0.559 0.779 [s] PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_MIL_PAS Demanda Media L_MIL_PAS_(F) Período lluvioso Gráfica 5.3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta. 0.999 117 DIgSILENT Ángulo en las barras. 200.00 100.00 0.612 s -55.877 deg 0.00 0.622 s -55.863 deg 0.000 s -59.008 deg -100.00 -200.00 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg 200.00 100.00 0.612 s -61.157 deg 0.00 0.622 s -61.144 deg 0.000 s -62.076 deg -100.00 -200.00 -0.1000 0.120 0.340 0.559 0.779 [s] PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg L_MIL_PAS Demanda Media L_MIL_PAS_(A) Período lluvioso Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea abierta. 0.999 118 POM/Pomasqui 138 136.41 0.99 -61.18 DIgSILENT b.2.1.c Demanda Máxima (19:00 PM) -151.51 -34.38 155.36 53.79 -0.00 0.00 0.00 53.79 2 151.60 45.15 158.18 T_POM 53.79 X_RCW_DOM -26.53 2.70 26.67 8.75 141.90 1.03 -54.20 -214.47 -41.57 218.46 59.97 226.67 1.03 -58.53 QVD/Quev.. 17.29 -4.50 17.86 6.42 -22.44 -0.90 22.45 22.43 17.29 -4.50 17.87 6.42 -6.60 -0.99 6.67 4.24 -6.59 -0.99 6.66 4.24 1 2 0.00 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.00 22.43 2 214.58 52.02 220.80 59.97 22.45T_ATT_TOT 1.55 22.51 22.43 TOT/Totoras 230 ROS/SRosa 230 DOM/SDomingo 230 142.17 1.03 -62.59 -26.54 2.70 26.67 8.75 Ficticia Pomasqui 1 -21.40 10.98 24.05 14.61 26.57 -10.27 28.49 8.75 TOT/Totoras 138 T_ATU_ROS 0.00 0.00 0.00 2 26.57 -10.27 28.49 8.75 137.58 1.00 -60.77 1 T_ATU_DOM ROS/SRosa 138 225.45 1.02 -57.52 X_RCX_TOT POM/Pomasqui 230 21.42 -10.43 23.82 14.61 0.00 0.00 0.00 138.84 1.01 -57.98 -0.00 -0.00 0.00 59.97 DOM/SDomingo 138 225.81 1.03 -58.22 6.60 -12.61 14.23 4.24 6.60 -12.62 14.25 4.24 -87.46 -16.12 88.93 26.49 230.82 1.05 -53.08 -87.25 -16.06 88.72 26.42 RIO/Riobamba 69 88.23 4.61 88.35 26.42 88.44 4.66 88.57 26.49 -115.35 -9.75 115.77 33.73 -83.77 -1.08 83.78 24.45 70.76 1.03 -55.09 X_RCW_QVD -117.16 3.71 117.22 71.74 1 -0.00 -0.00 0.00 42.11 3 T_ATT_QVD 40.54 T_TRK_RIO 12.46 42.41 42.11 84.11 -3.96 84.20 24.45 1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 RIO/Riobamba 230 117.25 3.01 117.29 71.74 -17.25 -13.93 22.17 6.42 X_RCX_RIO 231.62 1.05 -51.18 -17.25 -13.93 22.17 6.42 -124.65 -8.50 124.94 36.28 QVD/Quevedo 230 225.16 1.02 -59.45 -40.50 -9.30 41.55 42.11 6 -41.37 12.42 43.19 16.10 -41.38 12.42 43.20 16.10 G_U6_PAUTE G_U8_PAUTE G_U10_PAUTE G_U7_PAUTE G_U9_PAUTE ~ G T_ATT_PAS 1 DCE/Dos Cerritos 230 95.07 47.88 106.45 66.98 6 -171.57 -51.66 179.18 50.75 -168.03 -30.75 170.82 50.14 84.86 25.10 88.50 54.91 C_MIL DCE/Dos Cerritos 69 67.51 0.98 -55.05 156.49 31.82 159.69 45.47 156.53 31.84 159.73 45.49 T_AT1_MOL 118.34 -3.16 118.38 33.73 MIL/Milagro 69 -186.99 -8.29 187.18 3 48.49 1 T_ATK_MIL 68.75 1.00 -58.69 172.71 42.57 177.88 50.15 238.37 1.08 -41.09 10.25 11.48 15.39 7.09 T_ATK_ DCE PAS/Pascuales 138 172.68 42.57 177.85 50.14 127.36 1.29 127.36 36.28 ~ G 106.26 37.93 112.83 88.35 106.26 37.93 112.83 88.35 ~ G ~ G 106.26 37.93 112.83 88.35 ~ G 106.26 37.93 112.83 88.35 -186.99 -8.29 187.18 48.49 3 143.28 1.04 -39.16 T_AT2_MOL X_R2_MOL X_R1_MOL T_ATU_MIL 139.30 1.01 -53.01 MIL/Milagro 138 MOL/Molino 138 90.00 23.62 93.05 83.08 G ~ 100.00 24.39 102.93 91.90 G ~ 100.00 24.39 102.93 91.90 G ~ 100.00 24.39 102.93 91.90 100.00 24.39 102.93 91.90 G ~ G ~ G_U1_PAU G_U2_PAUG_U3_PAU G_U4_PAU G_U5_PAU Flujo Carga Balanceada Nodos Ramas Transformador Ul, Magnitud [kV] Potencia Activa [MW]Potencia Acti u, Magnitud [p.u.] Potencia Reactiva [Mvar] Potencia Reac U, Ángulo [deg]Potencia Aparente [MVA] Potencia Apar 106.26 37.93 112.83 88.35 MOL/Molino 230 MIL/Milagro 230 2 T_ATU_PAS 136.91 0.99 -58.02 -168.05 -30.75 170.84 50.15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -167.31 -49.93 174.60 49.46 111.58 7.37 111.82 33.03 129.38 17.55 130.57 221.97 38.62 1.01 -52.68 1 218.87 0.99 -55.70 -128.50 -17.83 129.74 38.62 0.00 10.58 10.58 X_RCW_PAS 171.64 59.19 181.56 50.75 33.43 -30.05 44.95 13.38 1 PAS/Pascuales 230 -33.41 28.55 43.94 13.38 0.00 10.58 10.58 -110.78 -10.07 111.24 33.03 1 167.40 57.27 176.93 49.46 1 -151.23 -151.18 -24.32 -24.31 153.17 153.13 45.49 45.47 -0.00 -0.00 0.00 7.09 219.41 1.00 -55.90 41.78 -34.57 54.23 16.10 1 41.77 -34.57 54.22 16.10 Red de 230 kV Anexo: SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA Período Seco - Demanda Máxima PowerFactory 13.1.257 Gráfica 5.1: Flujos en las líneas del sistema de 230kV 119 DIgSILENT Voltajes en las Barras 1.25 1.00 0.612 s 0.945 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 1.00 s 0.899 p.u. 0.622 s 0.943 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.211 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.000 s 0.998 p.u. 0.612 s 0.936 p.u. 1.00 0.622 s 0.935 p.u. 1.00s 0.893 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_MIL_PAS mil_pas_(v) Demanda Máxima Período lluvioso Gráfica 5.2: Voltajes en las barras, con la línea abierta. DIgSILENT Frecuencias en las Barras. 61.60 61.20 60.80 0.612 s 60.214 Hz 60.40 0.622 s 60.210 Hz 0.999 s 59.976 Hz 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 61.60 61.20 60.80 60.40 0.612 s 60.186 Hz 0.622 s 60.179 Hz 0.999 s 59.951 Hz 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(F) Período lluvioso Gráfica 5.3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta. 0.999 120 DIgSILENT Ángulos en las barras 200.00 0.612 s 0.181 deg 100.00 -0.032 s -55.901 deg 0.618 s 0.542 deg 0.622 s 0.794 deg 0.000 s -57.252 deg 0.00 -100.00 -200.00 0.00 0.25 0.50 0.75 [s] 1.00 0.75 [s] 1.00 PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg 200.00 100.00 0.612 s 6.120 deg 0.000 s -52.669 deg 0.622 s 6.841 deg 0.618 s 6.542 deg -0.032 s -52.674 deg 0.00 -100.00 -200.00 0.00 0.25 0.50 MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg L_Milagro_Pascuales e_mil/pas(1) Demanda Máxima Período lluvioso Gráfica5.4:, Ángulos en las barras, con la línea abierta. 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=1s BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA 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 barras 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=1s BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA 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 barras 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=1s BARRA VOLTAJE FRECUENCIA ÁNGULO BARRA VOLTAJE FRECUENCIA 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 barras 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 (612622)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 recierre. 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 POM/Pomasqui 138 136.41 0.99 -61.18 DIgSILENT máxima de un escenario lluvioso. -151.51 -34.38 155.36 53.79 -0.00 -0.00 0.00 53.79 2 151.60 45.15 158.18 T_POM 53.79 X_RCW_DOM -26.53 2.70 26.67 8.75 141.90 1.03 -54.20 -214.47 -41.57 218.46 59.97 226.67 1.03 -58.53 QVD/Quev.. 17.29 -4.50 17.86 6.42 -22.44 -0.90 22.45 22.43 17.29 -4.50 17.87 6.42 -6.60 -0.99 6.67 4.24 -6.59 -0.99 6.66 4.24 1 2 0.00 0.00 0.00 -0.00 -0.00 0.00 22.43 2 214.58 52.02 220.80 59.97 22.45T_ATT_TOT 1.55 22.51 22.43 TOT/Totoras 230 ROS/SRosa 230 DOM/SDomingo 230 142.17 1.03 -62.59 -26.54 2.70 26.67 8.75 Ficticia Pomasqui 1 -21.40 10.98 24.05 14.61 26.57 -10.27 28.49 8.75 TOT/Totoras 138 T_ATU_ROS 0.00 0.00 0.00 2 26.57 -10.27 28.49 8.75 137.58 1.00 -60.77 1 T_ATU_DOM ROS/SRosa 138 225.45 1.02 -57.52 X_RCX_TOT POM/Pomasqui 230 21.42 -10.43 23.82 14.61 0.00 0.00 0.00 138.84 1.01 -57.98 -0.00 0.00 0.00 59.97 DOM/SDomingo 138 225.81 1.03 -58.22 6.60 -12.61 14.23 4.24 6.60 -12.62 14.25 4.24 -87.46 -16.12 88.93 26.49 230.82 1.05 -53.08 -87.25 -16.06 88.72 26.42 RIO/Riobamba 69 88.23 4.61 88.35 26.42 88.44 4.66 88.57 26.49 -115.35 -9.75 115.77 33.73 -83.77 -1.08 83.78 24.45 70.76 1.03 -55.09 -40.50 -9.30 41.55 42.11 6 X_RCW_QVD -117.16 3.71 117.22 71.74 1 40.54 T_TRK_RIO 12.46 42.41 42.11 84.11 -3.96 84.20 24.45 1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1 RIO/Riobamba 230 117.25 3.01 117.29 71.74 -17.25 -13.93 22.17 6.42 X_RCX_RIO 231.62 1.05 -51.18 -17.25 -13.93 22.17 6.42 -124.65 -8.50 124.94 36.28 QVD/Quevedo 230 225.16 1.02 -59.45 -0.00 -0.00 0.00 42.11 3 T_ATT_QVD -41.37 12.42 43.19 16.10 -41.38 12.42 43.20 16.10 G_U6_PAUTE G_U8_PAUTE G_U10_PAUTE G_U7_PAUTE X_RCW_PAS 218.87 0.99 -55.70 T_ATT_PAS 1 -128.50 -17.83 129.74 38.62 129.38 17.55 130.57 38.62 221.97 1.01 -52.68 172.68 42.57 177.85 50.14 238.37 1.08 -41.09 10.25 11.48 15.39 7.09 C_MIL T_AT1_MOL 1 T_ATK_MIL 68.75 1.00 -58.69 DCE/Dos Cerritos 69 156.49 31.82 159.69 45.47 156.53 31.84 159.73 45.49 118.34 -3.16 118.38 33.73 67.51 0.98 -55.05 MIL/Milagro 69 -186.99 -8.29 187.183 48.49 143.28 1.04 -39.16 T_ATK_ DCE PAS/Pascuales 138 172.71 42.57 177.88 50.15 127.36 1.29 127.36 36.28 ~ G ~ G 106.26 37.93 112.83 88.35 106.26 37.93 112.83 88.35 106.26 37.93 112.83 88.35 106.26 37.93 112.83 88.35 106.26 37.93 112.83 88.35 MOL/Molino 230 84.86 25.10 88.50 54.91 2 -171.57 -51.66 179.18 50.75 -168.03 -30.75 170.82 50.14 MIL/Milagro 230 DCE/Dos Cerritos 230 95.07 47.88 106.45 66.98 6 T_ATU_PAS 136.91 0.99 -58.02 -168.05 -30.75 170.84 50.15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -167.31 -49.93 174.60 49.46 111.58 7.37 111.82 33.03 -186.99 -8.29 187.18 48.49 3 T_AT2_MOL 1 1 171.64 59.19 181.56 50.75 33.44 -30.05 44.95 13.38 0.00 10.58 10.58 PAS/Pascuales 230 -33.41 28.55 43.95 13.38 ~ G 1 -110.78 -10.07 111.24 33.03 ~ G 0.00 10.58 10.58 -151.18 -24.31 153.13 45.47 1 167.40 57.27 176.93 49.46 -151.23 -24.32 153.17 45.49 -0.00 0.00 0.00 7.09 219.41 1.00 -55.90 41.78 -34.57 54.23 16.10 1 41.77 -34.57 54.22 16.10 G_U9_PAUTE ~ G X_R2_MOL X_R1_MOL T_ATU_MIL 139.30 1.01 -53.01 MIL/Milagro 138 MOL/Molino 138 90.00 23.62 93.05 83.08 100.00 24.39 102.93 91.90 100.00 24.39 102.93 91.90 100.00 24.39 102.93 91.90 100.00 24.39 102.93 91.90 G ~ G ~ G ~ G ~ G ~ G_U1_PAU G_U2_PAU G_U3_PAU G_U4_PAU G_U5_PAU Flujo Carga Balanceada Nodos Ramas Red de 230 kV Transformador Ul, Magnitud [kV] Potencia Activa [MW]Potencia Acti u, Magnitud [p.u.] Potencia Reactiva [Mvar] Potencia Reac U, Ángulo [deg]Potencia Aparente [MVA] Potencia Apar PowerFactory 13.1.257 Grafica 5.b: Flujos en las líneas del sistema de 230kV. Anexo: SISTEMA INTEGRAL DE PROTECCIONES FLUJOS DE CARGA Período Seco - Demanda Máxima 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. 130.01 0.94 -21.80 -100.89 -48.41 40.68 T_POM POM/Pomasqui 230 35.76 2.42 23.18 ROS/SRosa 138 216.38 0.98 -19.14 -78.93 44.03 30.09 -78.89 44.02 30.08 T_ATU_DOM 130.57 0.95 -19.97 TOT /Totoras 138 134.63 0.98 -8.97 -241.95 3.02 69.96 79.38 -47.04 30.09 X_RCW_DOM 212.49 0.97 -14.00 134.87 0.98 -14.23 1 242.08 11.00 69.96 79.35 -47.02 30.08 QVD/Quev.. -37.86 11.97 14.43 -37.86 11.96 14.42 55.72 -11.21 17.99 55.72 -11.21 17.99 0.00 0.00 T_ATT_TOT 48.20 -46.30 73.83 TOT /Totoras 230 ROS/SRosa 230 DOM/SDomingo 230 -0.00 -0.00 73.83 -0.00 0.00 69.96 Ficticia Pomasqui 1 -35.73 -1.51 23.18 -48.18 51.26 73.83 T_ATU_ROS 0.00 0.00 1 130.93 0.95 -12.96 100.95 54.71 40.68 0.00 0.00 DOM/SDomingo 138 X_RCX_TOT -0.00 0.00 40.68 POM/Pomasqui 138 DIgSILENT 126 212.46 0.97 -16.75 -55.40 1.81 17.99 -55.40 1.81 17.99 -145.02 39.72 48.80 208.22 0.95 -6.16 -144.99 39.71 48.79 RIO/Riobamb a 69 148.36 -28.45 48.79 148.39 -28.46 48.80 -185.48 52.89 63.47 -159.47 50.32 54.58 64.17 0.93 -5.46 -33.07 3.06 37.07 X_RCW_QVD -91.52 43.19 65.21 -0.00 -0.00 37.07 T_ATT_QVD 0.00 0.00 33.10 -0.60 37.07 1 RIO/Riobamba 230 91.59 -37.62 65.21 38.11 -26.29 14.43 X_RCX_RIO 205.45 0.93 -1.48 38.11 -26.29 14.42 -194.24 43.45 65.82 QVD/Quevedo 230 209.11 0.95 -11.45 -83.72 45.02 32.95 -84.09 45.18 33.08 G_U8_PAUTE G_U6_PAUTE G_U7_PAUTE -170.92 18.08 57.03 0.00 0.00 0.00 PAS/Pascuales 230 149.57 22.39 47.24 -145.25 56.63 51.89 145.62 -55.00 51.89 195.45 0.89 -1.64 T_ATT_PAS X_RCW_PAS -224.88 15.68 75.19 79.25 39.32 62.34 197.83 0.90 5.17 0.00 0.00 0.00 228.24 5.38 75.19 -160.25 0.48 52.78 -160.25 0.47 52.78 70.58 20.60 51.18 207.76 0.94 19.71 21.68 -26.93 17.86 180.82 24.82 57.42 PAS/Pascuales 138 -0.00 -0.00 17.86 T_ATK_ DCE T_ATK_MIL 61.36 0.89 -4.78 DCE/Dos Cerritos 69 60.15 0.87 2.68 196.02 5.17 63.47 -236.14 -29.24 70.76 1 0.00 0.00 1 0.00 0.00 -149.51 -15.90 47.24 T_ATU_PAS 123.37 0.89 -5.01 179.63 24.43 57.03 T_AT1_MOL C_MIL -145.73 -15.13 46.03 165.50 21.88 52.78 203.18 7.76 65.82 ~ G ~ G 124.08 29.64 99.90 124.08 29.64 99.90 124.08 29.64 99.90 124.08 29.64 99.90 124.08 29.64 99.90 MOL/Molino 230 MIL/Milagro 230 DCE/Dos Cerritos 230 165.50 21.89 52.78 ~ G MIL/Milagro 69 -236.14 -29.24 70.76 T_AT2_MOL -0.00 8.17 145.81 21.46 46.03 -172.10 18.08 57.42 ~ G 1 86.09 -50.28 33.08 G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE ~ G -0.00 8.17 85.72 -50.15 32.95 196.36 0.89 -2.72 0.00 0.00 T_TRK_RIO 161.14 -42.85 54.58 125.69 0.91 22.90 X_R2_MOL X_R1_MOL T_ATU_MIL 127.40 0.92 4.29 MIL/Milagro 138 MOL/Molino 138 105.84 34.84 99.49 1 1 115.53 34.31 107.60 G ~ G ~ G_U1_PAU G_U2_PAU 115.53 34.31 107.60 G ~ G_U3_PAU 115.53 34.31 107.60 115.53 34.31 107.60 G ~ G ~ G_U4_PAU G_U5_PAU Simulación RMS,balanceado 999:260 ms Nodos Ramas Ul, Magnitud [kV] Potencia Activa [MW] u, Magnitud [p.u.] Potencia Reactiva [Mvar] U, Ángulo [deg] Máximo Nivel de Carga [%] 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 MilagroPascuales, al instante de la apertura de la línea producto de la falla aplicada. DIgSILENT 127 1.25 1.00 0.612 s 0.945 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 1.00 s 0.899 p.u. 0.622 s 0.943 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.211 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.000 s 0.998 p.u. 0.612 s 0.936 p.u. 1.00 0.622 s 0.935 p.u. 1.00s 0.893 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(v) Período lluvioso Gráfica 2: Voltajes en las barras, con la línea abierta. 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. DIgSILENT 128 61.60 61.20 60.80 0.612 s 60.214 Hz 60.40 0.622 s 60.210 Hz 0.999 s 59.976 Hz 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] 0.999 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 61.60 61.20 60.80 60.40 0.612 s 60.186 Hz 0.622 s 60.179 Hz 0.999 s 59.951 Hz 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 0.120 0.340 0.560 0.779 [s] PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(F) Período lluvioso Gráfica 3: Frecuencia en las barras, con la línea abierta. 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. 0.999 129 b.4.1.a Voltajes En la gráfica 4, se puede observar el comportamiento de los voltajes en las barras DIgSILENT y en la línea, cuando se produce otra falla al instante de primer cierre. 1.25 1.00 0.612 s 0.945 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 1.496 s 0.945 p.u. 1.000 s 0.895 p.u. 0.75 0.721 s 0.595 p.u. 0.50 0.109 s 0.211 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.220 0.539 0.859 1.1783 [s] 1.4978 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.000 s 0.998 p.u. 0.612 s 0.936 p.u. 1.496 s 0.937 p.u. 1.000 s 0.883 p.u. 1.00 0.75 0.50 0.721 s 0.432 p.u. 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.220 0.539 0.859 1.1783 [s] 1.4978 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(v) Período lluvioso Gráfica 4: Cierre en falla de la línea, voltajes en 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 DIgSILENT para un tiempo menor que el de la gráfica 4. 1.25 0.300 s 1.013 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 1.497 s 0.999 p.u. 1.000 s 0.910 p.u. 1.00 0.75 0.409 s 0.631 p.u. 0.50 0.25 0.109 s 0.211 p.u. 0.00 -0.25 -0.1000 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 MIL\Milagro 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal i in p.u. 1.25 0.000 s 0.998 p.u. 1.000 s 0.897 p.u. 0.300 s 0.987 p.u. 1.497 s 0.983 p.u. 1.00 0.75 0.50 0.409 s 0.457 p.u. 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(v) Período lluvioso Gráfica 5: Cierre en falla de la línea, Voltajes en 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 DIgSILENT b.4.1.b Frecuencias 61.60 61.20 60.80 0.721 s 60.551 Hz 0.612 s 60.214 Hz 60.40 60.00 59.60 -0.1000 1.496 s 59.703 Hz 0.000 s 60.000 Hz 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 62.00 61.60 61.20 60.80 0.721 s 60.491 Hz 0.612 s 60.186 Hz 60.40 1.496 s 59.706 Hz 60.00 59.60 -0.1000 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(F) Período lluvioso 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 DIgSILENT falla en un tiempo menor que el de la gráfica 6. 61.60 61.20 60.80 0.409 s 60.530 Hz 60.40 60.00 1.497 s 59.666 Hz 0.300 s 60.194 Hz 0.000 s 60.000 Hz 59.60 59.20 -0.1000 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 62.00 61.50 61.00 0.409 s 60.560 Hz 60.50 0.300 s 60.222 Hz 60.00 0.000 s 60.000 Hz 1.497 s 59.679 Hz 59.50 -0.1000 0.219 0.539 0.858 1.1774 [s] 1.4967 PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(F) Período lluvioso 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 DIgSILENT b.5.2.a Voltajes. 1.25 0.000 s 1.010 p.u. 0.612 s 0.945 p.u. 1.00 0.612 s 0.936 p.u. 0.899 s 0.896 p.u. 0.899 s 0.894 p.u. 0.75 0.899 s 0.891 p.u. 0.915 s 0.896 p.u. 0.915 s 0.893 p.u. 0.915 s 0.891 p.u. 0.109 s 0.338 p.u. 0.50 0.109 s 0.211 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.219 0.538 0.857 1.1762 [s] 1.4953 1.1762 [s] 1.4953 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. 1.25 1.00 0.899 s 0.891 p.u. 0.000 s 0.998 p.u. 0.915 s 0.891 p.u. 0.612 s 0.936 p.u. 0.75 0.50 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 0.219 0.538 0.857 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(V) Período lluvioso 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. 135 DIgSILENT b.5.2.b Ángulos 200.00 100.00 0.899 s 8.345 deg 0.915 s 7.911 deg 0.00 0.899 s -0.178 deg 0.915 s -0.569 deg 0.000 s -52.481 deg -100.00 -200.00 -0.1000 0.219 0.538 0.857 1.1762 [s] 1.4953 1.1762 [s] 1.4953 MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg 200.00 100.00 0.899 s -0.162 deg 0.915 s -0.553 deg 0.00 0.000 s -55.768 deg -100.00 -200.00 -0.1000 0.219 0.538 0.857 PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(A) Período lluvioso Gráfica 9: Ángulos 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 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. 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. Θ V (pu) Limite (v) 10% LINEA MIL/PAS 0.896 7,911 BARRA MIL 0.891 -0.569 Limite(∂)20grados 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. L20 Resultados 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 1.25 DIgSILENT aplicación del recierre. 0.000 s 1.010 p.u. 5.198 s 1.016 p.u. 1.00 5.198 s 1.003 p.u. 0.75 0.50 0.25 0.000 s 0.998 p.u. 0.109 s 0.338 p.u. 0.109 s 0.211 p.u. 0.00 -0.25 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 [s] 6.9972 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. 1.25 5.198 s 1.003 p.u. 0.000 s 0.998 p.u. 1.00 0.75 0.50 0.109 s 0.338 p.u. 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 PAS\Pascuales 230: Tensión, Magnitud in p.u. L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Magnitud/Terminal j in p.u. L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(V) Período lluvioso 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. 138 DIgSILENT b.5.3.b Ángulos en la línea y en las barras 200.00 100.00 0.915 s 7.905 deg 0.00 5.198 s -71.128 deg 0.915 s -0.575 deg 0.000 s -52.498 deg -100.00 -200.00 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 [s] 6.9972 MIL\Milagro 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal i in deg 200.00 100.00 0.915 s -0.558 deg 5.198 s -74.290 deg 0.00 -100.00 -200.00 -0.1000 0.000 s -55.720 deg 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 PAS\Pascuales 230: Tensión, Ángulo in deg L_MILA_PASC_2_2: Tensión, Ángulo/Terminal j in deg L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(A) Período lluvioso 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. 139 DIgSILENT b.5.3.c Voltajes en las líneas adyacentes. 1.25 5.198 s 1.010 p.u. 5.198 s 0.999 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 0.000 s 0.998 p.u. 1.00 5.198 s 0.996 p.u. 0.000 s 0.995 p.u. 0.75 0.50 0.25 0.00 -0.25 -0.1000 1.2649 2.6298 3.9947 5.3596 [s] 6.7245 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. L_MIL_PAS Demanda Máxima mil_pas_(VT) Período lluvioso Gráfica 12: Voltajes de las líneas respecto a las barras 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 DIgSILENT b.5.3.d Potencia Activa en las líneas 500.00 375.00 250.00 0.000 s 129.690 MW 5.195 s 129.501 MW 125.00 5.195 s 111.472 MW 0.000 s 111.842 MW 5.195 s 32.731 MW 0.000 s 33.744 MW 0.00 -125.00 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 L_MILA_PASC_2_2: Potencia Activa/Terminal i in MW L_DCER_MILA_2: Potencia Activa/Terminal j in MW L_PASC_DCER_2: Potencia Activa/Terminal j in MW L_MIL_PAS Demanda Máxima l_mil_pas_(P) Período lluvioso 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. 141 DIgSILENT b.5.3.e Potencia Reactiva en las líneas. 600.00 400.00 200.00 5.195 s 24.857 Mvar 0.000 s 22.139 Mvar 0.000 s 11.981 Mvar 5.195 s 14.615 Mvar 0.00 0.000 s -25.234 Mvar -200.00 -0.1000 5.195 s -22.798 Mvar 1.3190 2.7381 4.1571 5.5762 [s] 6.9952 L_MILA_PASC_2_2: Potencia Reactiva/Terminal i in Mvar L_DCER_MILA_2: Potencia Reactiva/Terminal j in Mvar L_PASC_DCER_2: Potencia Reactiva/Terminal j in Mvar L_MIL_PAS Demanda Máxima l_mil_pas_(Q) Período lluvioso 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. 142 DIgSILENT b.5.3.f Frecuencia en las barras 61.60 61.20 60.80 5.198 s 60.242 Hz 60.40 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 [s] 6.9972 MIL\Milagro 230: Frecuencia Eléctrica in Hz 61.60 61.20 60.80 5.198 s 60.242 Hz 60.40 60.00 0.000 s 60.000 Hz 59.60 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 PAS\Pascuales 230: Frecuencia Eléctrica in Hz L_Milagro_Pascuales mil_pas_(F) Demanda Máxima Período lluvioso 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. DIgSILENT b.5.3.g Ángulo del Rotor en los generadores 80.00 40.00 0.00 -40.00 -80.00 -120.00 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 G_U1_PAU: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg G_U1_TRI: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg G_U1_AGO: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg G_U1_DPER: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg G_G1_CTESM: Ángulo del Rotor con respecto al Ángulo de la Máquina de Referencia in deg L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(FIREL) Período lluvioso 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: 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. DIgSILENT b.5.3.h Voltajes y Corrientes en la línea 4.00 3.00 2.00 5.198 s 1.016 p.u. 0.000 s 1.010 p.u. 1.00 5.198 s 0.325 p.u. 0.000 s 0.328 p.u. 0.00 -1.00 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 [s] 6.9972 [s] 6.9972 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. 4.00 3.00 2.00 5.198 s 1.003 p.u. 0.000 s 0.998 p.u. 1.00 5.198 s 0.328 p.u. 0.000 s 0.330 p.u. 0.00 -1.00 -0.1000 1.3194 2.7389 4.1583 5.5778 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. L_Milagro_Pascuales Demanda Máxima mil_pas_(V y I) Período lluvioso 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. 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 PASCUALES – DOS CERRITOS LLUVIOSO MÁXIMA Milagro hacia Pascuales 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 PASCUALES – DOS CERRITOS 35% 109 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 la falla apertura de la línea. y tiempo de 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 – DOS CERRITOS Pascuales 503 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 LÍNEA SEGUNDO CIERRE (t3) ANGULO (GRADOS) VOLTAJE(%▲) (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 PASCUALES – DOS CERRITOS Milagro 303 8.647 0.3 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 PASCUALES - DOS CERRITOS 5.198 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. 6.975 147 5.2 APLICACIÓN TRIPOLARES DEL DIGSILENT PARA SIMULAR RECIERRES 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
