Mitigación de corrientes de arco secundario en re cierres monofásicos de líneas simple y doble circuito en Extra Alto Voltaje con aplicación en la interconexión Ecuador – Perú 500 kV

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. MITIGACIÓN DE CORRIENTES DE ARCO SECUNDARIO EN RE-CIERRES MONOFÁSICOS DE LÍNEAS SIMPLE Y DOBLE CIRCUITO DE EXTRA ALTO VOLTAJE CON APLICACIÓN EN LA INTERCONEXIÓN ECUADOR - PERÚ 500 kV. TESIS DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE MAGÍSTER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA. JHERY JAVIER SAAVEDRA TAMAY [email protected]. DIRECTOR: HUGO NEPTALÍ ARCOS MARTÍNEZ [email protected]. Quito, junio de 2018. I.

(2) AVAL. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Ingeniero Jhery Javier Saavedra Tamay, bajo mi supervisión.. ____________________________________ DR. HUGO NEPTALÍ ARCOS DIRECTOR DE TESIS. II.

(3) DECLARACIÓN DE AUTORÍA. Yo Jhery Javier Saavedra Tamay, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes 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.. Jhery Javier Saavedra Tamay. III.

(4) ÍNDICE DE CONTENIDO AVAL................................................................................................................................ II DECLARACIÓN DE AUTORÍA ........................................................................................III ÍNDICE DE CONTENIDO ................................................................................................ IV ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................................... VII ÍNDICE DE FIGURAS...................................................................................................... IX GLOSARIO DE TÉRMINOS .......................................................................................... XIII RESUMEN.....................................................................................................................XIV ABSTRACT....................................................................................................................XV PRESENTACIÓN ..........................................................................................................XVI 1.. ESTUDIO DEL ESTADO DEL ARTE PARA RE-CIERRES MONOPOLARES EN BASE A EXTINCIÓN DE CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO........................... 1 1.1. INTRODUCCIÓN................................................................................................ 1. 1.1.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................. 2. 1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS........................................................................ 2. 1.1.3. ALCANCE ................................................................................................... 2. 1.2. NIVELES DE VOLTAJE Y CALIDAD .................................................................. 3. 1.2.1. VOLTAJES CONSIDERADOS .................................................................... 3. 1.2.2. CRITERIOS DE CALIDAD........................................................................... 4. 1.3. PRINCIPALES DEFINICIONES.......................................................................... 6. 1.3.1. EFECTO FERRANTI ................................................................................... 6. 1.3.2. FALLAS TRIFÁSICAS Y MONOFÁSICAS................................................... 6. 1.3.3. RE-CIERRE AUTOMÁTICO [9] ................................................................... 7. 1.3.4. RE-CIERRES TRIFÁSICOS Y RE-CIERRES MONOFÁSICOS................... 8. 1.3.5. ARCO PRIMARIO Y ARCO SECUNDARIO................................................. 9. 1.3.6. VOLTAJE TRANSITORIO DE RECUPERACIÓN (TRV).............................11. 1.4. METODOLOGÍAS USUALES DE EXTINCIÓN DE SAC ....................................12. 1.4.1 INDUCTORES DE FASE Y NEUTRO .............................................................12 1.4.2 INTERRUPTOR O SECCIONADOR DE ATERRAMIENTO RÁPIDO ..............14 1.4.3 CAPACITORES SERIE CONECTADOS EN LA FASE CON FALLA ...............15 1.5. METODOLOGÍA DE RE-CIERRES UTILIZADA EN ECUADOR........................15. 1.6. COMPARACIÓN DE PRINCIPALES TECNOLOGÍAS PARA REDUCCIÓN DE CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO (SAC) .................................................17. 1.6.1. RESULTADOS DE SIMULACIONES CON EL USO DE INDUCTORES Y HSGS .........................................................................................................18. 1.6.2. ESQUEMA DE MITIGACIÓN DE ARCO SECUNDARIO EN LINEAS EN EAV PARA EL SNT ECUATORIANO .........................................................22. IV.

(5) 2.. FORMULACIÓN MATEMÁTICA NECESARIA PARA MODELAR COMPENSACIÓN INDUCTIVA .............................................................................................................25 2.1. FUNDAMENTO TEÓRICO ................................................................................25. 2.2. ACOPLAMIENTO CAPACITIVO DE LÍNEAS EN SIMPLE Y DOBLE CIRCUITO EN EXTRA ALTO VOLTAJE..............................................................................25. 2.2.1. COMPENSACIÓN INDUCTIVA DE LÍNEAS SIMPLE CIRCUITO...............26. 2.2.2. COMPENSACIÓN INDUCTIVA DE LÍNEAS DOBLE CIRCUITO................36. 2.3. 3.. 2.3.1. SINTONIZACIÓN EN LÍNEA SIMPLE CIRCUITO ......................................47. 2.3.2. SINTONIZACIÓN EN LÍNEA DOBLE CIRCUITO .......................................50. METODOLOGÍA Y APLICACIÓN PRÁCTICA ........................................................57 3.1. INTRODUCCIÓN...............................................................................................57. 3.2. METODOLOGÍA PARA LÍNEA SIMPLE CIRCUITO EN EAV ............................57. 3.3. METODOLOGÍA PARA LÍNEA DOBLE CIRCUITO EN EAV .............................59. 3.4. APLICACIÓN PRÁCTICA EN FUTURA INTERCONEXIÓN ECUADOR – PERÚ 500 kV ...............................................................................................................60. 3.4.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ...................................61. 3.4.2. DESCRIPCIÓN GENERAL DE EQUIPOS DE SISTEMA 500 kV................63. 3.4.3. ESCENARIOS DE ANÁLISIS .....................................................................63. 3.5. FLUJOS DE POTENCIA Y GRADO DE COMPENSACIÓN DE LÍNEAS DE EAV ..........................................................................................................................64. 3.5.1. CONSIDERACIONES.................................................................................64. 3.5.2. VERIFICACIÓN DE PERFILES DE VOLTAJE............................................65. 3.6. ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE COMPENSACIÓN .....................................73. 3.6.1. ANÁLISIS PARA SIMPLE CIRCUITO.........................................................74. 3.6.2. ANÁLISIS PARA DOBLE CIRCUITO..........................................................79. 3.7. 4.. SINTONIZACIÓN DE INDUCTORES DE NEUTRO...........................................47. ANÁLISIS DE TRANSITORIOS ELECTROMAGNÉTICOS................................91. 3.7.1. ALCANCE ..................................................................................................91. 3.7.2. TRANSPOSICIÓN DE LÍNEAS ..................................................................91. 3.7.3. CRITERIOS DE MODELACIÓN .................................................................92. 3.7.4. DESARROLLO DE ESTUDIO DE TRANSITORIOS ...................................93. ANÁLISIS DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................................................126 4.1. INTRODUCCIÓN.............................................................................................126. 4.2. ESTABILIDAD Y FALLAS................................................................................126. 4.3. OBJETIVO DEL ESTUDIO ..............................................................................127. 4.4. ANÁLISIS DE VALORES INSTANTÁNEOS POR FASE..................................129. 4.4.1. ESCENARIO DE ESTUDIO......................................................................129. 4.4.2. FLUJOS EN ESTADO ESTABLE: LT PASAJE PIURA 500 KV – SIMPLE CIRCUITO ................................................................................................131. V.

(6) 4.4.3 4.5. ANÁLISIS EN EL DOMINIO DEL TIEMPO ......................................................134. 4.5.1. ESCENARIO DE ESTUDIO......................................................................134. 4.5.2. FALLA Y RE-CIERRE TRIFÁSICO EN 500 kV .........................................135. 4.5.3. FALLA Y RE-CIERRE MONOFÁSICO EN 500 kV....................................137. 4.6 5.. FLUJOS EN FALLA Y RE-CIERRE MONOFÁSICO CON Y SIN INDUCTORES DE NEUTRO. ...................................................................132. RESULTADOS DE ANÁLISIS DE ESTABILIDAD............................................139. ANÁLISIS GENERAL DE EFECTO DE ESQUEMA DEFINIDO DE COMPENSACIÓN DE SAC EN PROTECCIÓN DE LÍNEAS .................................142 5.1. INTRODUCCIÓN.............................................................................................142. 5.1.1. CONSIDERACIONES...............................................................................142. 5.1.2. LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL ............................................................143. 5.1.3. INDUCTOR SHUNT EN LA ZONA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA ............146. 5.1.4 INDUCTOR SHUNT EXCLUÍDO DE LA ZONA DE PROTECCIÓN DE LÍNEA ……………………………………………………………………………………147 5.2. 5.2.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE 500 kV ....................................................148. 5.2.2. PROTECCIÓN DE INDUCTORES EN 500 kV..........................................150. 5.3. 6.. ESQUEMA DE PROTECCIÓN DEL ACTUAL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE 500 kV .............................................................................................................148. ESQUEMA DE PROTECCIÓN EN FUTURA INTERCONEXIÓN ECUADOR PERÚ 500 kV ..................................................................................................152. 5.3.1. DATOS DE ENTRADA .............................................................................153. 5.3.2. ANÁLISIS DE EFECTO DE COMPENSACIÓN INDUCTIVA ....................155. 5.3.3. PROTECCIÓN DE LINEAS Y INDUCTORES EN FUTURA INTERCONEXIÓN....................................................................................167. 5.3.4. SÍNTESIS DE RESULTADOS DE PROTECCIONES PARA FUTURA INTERCONEXIÓN....................................................................................170. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .........................................................171 6.1. CONCLUSIONES ............................................................................................171. 6.2. RECOMENDACIONES....................................................................................174. BIBLIOGRAFÍA .....................................................................................................177 ANEXOS................................................................................................................181 ORDEN DE EMPASTADO. VI.

(7) ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1. Nomenclatura usada para diferentes niveles de voltaje – IEC 60038 [5] ......... 4 Tabla 1.2. Límites de Voltajes para la operación del SNI – ARCONEL Abril 2016 ........... 5 Tabla 1.3. Resumen de condiciones operativas de voltaje para estudios Vn = 500 kV (Valores RMS f-f)........................................................................ 5 Tabla 1.4. Resumen de condiciones operativas de voltaje para estudios Vn = 408 kV (Valores pico f-n)*....................................................................... 5 Tabla 1.5. Valores actuales de los parámetros de sincronización y re-cierre a nivel de 230 kV [16] ...........................................................................................................16 Tabla 1.6. Parámetros de inductores de sistema de 500 kV de Ecuador [14] .................17 Tabla 1.7. Comparación entre inductores de 4 brazos (3 de fase y 1 de neutro) y HSGS [13] ................................................................................................................18 Tabla 1.8. Mitigación de SAC ante HSGS en extremos de linea doble circuito en EAV ..22 Tabla 1.9. Utilización de teconología de auto-recierre y mitigación de SAC en varios países [7].......................................................................................................23 Tabla 2.1. Valores máximos de tiempo muerto, I arco (SAC) y TRV arco según CESI [11] ........................................................................................................................................47 Tabla 2.2. Gradiente de TRV, corriente de arco (SAC) y tiempos máximos según CEPRI [14] ................................................................................................................48 Tabla 3.1. Transferencias tentativas Ecuador – Perú, Año 2020 (sin Colombia) .............64 Tabla 3.2. Resultados de perfiles de voltaje interconexión Ecuador - Perú 500kV (Escenario 2020, Estiaje en Perú con demanda Máxima)..............................68 Tabla 3.3. Resultados de perfiles de voltaje interconexión Ecuador – Perú 500 kV (Escenario 2020, Estiaje en Perú con demanda Mínima) ..............................69 Tabla 3.4. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Pasaje ........69 Tabla 3.5. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Chorrillos ....70 Tabla 3.6. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Piura...........70 Tabla 3.7. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Pasaje ........70 Tabla 3.8. Resultados de perfiles de voltaje interconexión Ecuador - Perú 500kV (Escenario 2020, Estiaje en Perú con demanda Máxima) .............................71 Tabla 3.9. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Pasaje .......71 Tabla 3.10. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Chorrillos ...72 Tabla 3.11. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Piura..........72 Tabla 3.12. Verificación de voltajes en barras y en extremo abierto de línea Pasaje .......72 Tabla 3.13. Datos típicos de línea simple circuito, ingresados en software ATP ..............75 Tabla 3.14. Resultados de sintonización para inductor de neutro en esquema de 4 inductores......................................................................................................79 Tabla 3.15. Datos típicos de línea doble circuito, ingresados en software ATP................80 Tabla 3.16. Valores calculados de Xn para 4 esquemas – LT Chorrillos Pasaje 2C ........90 Tabla 3.17. Valores calculados de Xn para 4 esquemas – LT Pasaje Piura 2C ...............90 Tabla 3.18. Resultados de sintonización para líneas simple circuito en EAV .................102 Tabla 3.19. Análisis de sensitividad LT Chorrillos – Pasaje 500 kV (Variación de Xn) ...103 Tabla 3.20. Análisis de sensitividad LT Pasaje - Piura 500 kV (Variación de Xn)...........103 Tabla 3.21. Resultados de desintonización para inductor de neutro en esquema de 4 inductores (Líneas simple circuito en 500 kV).............................................106 Tabla 3.22. Resultados de sintonización para 7 bancos de inductores por extremo ......108 Tabla 3.23. Resultados de sintonización para 8 inductores por extremo........................110 Tabla 3.24. Resultados de sintonización para 9 inductores por extremo........................111 Tabla 3.25. Resultados de sintonización para 10 inductores por extremo......................113 Tabla 3.26. Resumen de resultados de sintonización de inductor de neutro para doble circuito .........................................................................................................113 Tabla 3.27. Resumen de análisis de sensitividad (LT Pasaje – Piura 500 kV ) ..............115 VII.

(8) Tabla 3.28. Análisis de sensitividad LT Chorrillos – Pasaje 500 kV (Variación de Xm) ..116 Tabla 3.29. Análisis de sensitividad LT Pasaje - Piura 500 kV (Variación de Xm)..........117 Tabla 3.30. Parámetros de inductores shunt y neutro para LT Simple Circuito 500 kV ..119 Tabla 3.31. Parámetros de inductores shunt y neutro para LT Doble Circuito 500 kV....120 Tabla 4.1. Secuencia de eventos con tiempos .............................................................130 Tabla 5.1. Características LT El Inga – San Rafael 500 kV..........................................149 Tabla 5.2. Capacidad de transformadores de voltaje y corriente..................................149 Tabla 5.3. Ajustes para protección diferencial de línea El Inga – San Rafael 500 kV [37] ......................................................................................................................................150 Tabla 5.4. Descripción de parámetros..........................................................................150 Tabla 5.5. Ajuste para la función 87 R (87 de Inductor) [37].........................................151 Tabla 5.6. Valores de impedancia para la LT Chorrillos - Pasaje 2 x 500 kV................154 Tabla 5.7. Valores de I de carga y aporte de P Q de sec (+) y sec (0) .........................154 Tabla 5.8. Corrientes de falla en valores rms (escenario de máxima transferencia).....155 Tabla 5.9. Magnitud de corriente (pico) de entrada para relé diferencial ante falla 1F - t (interna) .......................................................................................................161 Tabla 5.10. Magnitud de corriente (rms) de entrada para relé ante falla 1F - t (interna) .161 Tabla 5.11. Magnitud de corriente (rms) de entrada para relé ante falla 1F - t (interna) .161 Tabla 5.12. Magnitud de corriente (pico) de entrada para relé diferencial ante falla 1F - t (externa) ......................................................................................................163 Tabla 5.13. Magnitud de corriente (rms) de entrada para relé ante falla 1F - t (externa) 163 Tabla 5.14. Magnitud de corriente (rms) de entrada para relé ante falla 1F - t (externa) 164 Tabla 5.15. Ajustes para protección diferencial de línea Chorrillos – Pasaje 500 kV......168 Tabla 5.16. Ajuste para la función 87 R (87 de Inductor) en tramo Chorrillos - Pasaje...169. VIII.

(9) ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Tiempos de operación de elementos para buscar re-cierre monopolar exitoso [10] ............................................................................................................... 8 Figura 1.2. Fenómeno de Arco Primario y Secundario. Fuente: IEEE PES - CIGRE Toshiba [13] ................................................................................................10 Figura 1.3. Clasificación de los transitorios de acuerdo con la frecuencia [15] ...............12 Figura 1.4. Bancos de cuatro inductores en cada extremo de circuito I y II [29] .............13 Figura 1.5. Banco de cuatro inductores modificado con seccionadores de neutro (NS) y seccionadores de fases (RS) con su posición ante fallas monofásica a tierra [19] ..............................................................................................................13 Figura 1.6. Circuitos paralelos con HSGS [19] ...............................................................14 Figura 1.7. Aplicación de inductores de fase y neutro para mitigación de SAC ..............19 Figura 1.8. Corriente y Voltaje de arco secundario (mitigación de SAC en base a inductores) ..................................................................................................20 Figura 1.9. Aplicación de HSGS para mitigación de SAC ..............................................21 Figura 1.10. Corriente y Voltaje de arco secundario (mitigación de SAC en base HSGS)21 Figura 1.11. Representación unifilar de línea de trasmisión larga con compensación inductiva y generación en extremos. ...........................................................23 Figura 1.12. Cuatro esquemas de compensación con inductores de fase y neutro (Xp y Xn) [20] .......................................................................................................24 Figura 2.1. Circuito en red representando capacitancias shunt para línea simple circuito balanceada [4].............................................................................................27 Figura 2.2. Circuitos equivalentes de capacitancia shunt de una LT trifásica [1][11] ......30 Figura 2.3. Circuitos equivalentes de capacitancia shunt de una LT trifásica con identificación de equivalente para Bco [1][11].............................................31 Figura 2.4. Configuración en Y de compensación inductiva para ...................................32 Figura 2.5. Circuito simétrico de reactancias, equivalente a Figura 2.1 [4].....................35 Figura 2.6. Trifilar referencial de compensación inductiva de 4 inductores en un solo extremo. Distribución de corrientes en caso de falla monofásica a tierra.....36 Figura 2.7. Capacitancias shunt de línea doble circuito: (a) conductor a tierra (b) entrefases (c y d) entrecircuitos [4].......................38 Figura 2.8. Método de seis secuencias para líneas doble circuito [20]............................40 Figura 2.9. Susceptancia capacitiva entre fases y entre circuitos para LT Doble Circuito [20] ..............................................................................................................42 Figura 2.10. Acoplamientos capacitivos en fase de línea doble circuito en falla [4]..........43 Figura 2.11. Banco trifásico en configuración Y con inductor de neutro [4] ......................48 Figura 2.12. Esquema de compensación con 9 inductores para LT Doble Circuito..........51 Figura 2.13. Esquema de compensación con 10 inductores para LT Doble Circuito........53 Figura 2.14. Esquema de compensación con 8 inductores para LT Doble Circuito..........54 Figura 2.15. Esquema de compensación con 7 inductores para LT Doble Circuito..........55 Figura 3.1. Secuencia de cálculo de parámetros de compensación para línea simple circuito.........................................................................................................58 Figura 3.2. Secuencia de cálculo de parámetros de compensación para línea doble circuito.........................................................................................................59 Figura 3.3. Ubicación geográfica de tramos de L/T SE Chorrillos – Pasaje 500 kV........61 Figura 3.4. Ubicación geográfica de L/T SE Pasaje – Frontera (a) y Frontera - Piura Nueva (b) 500 kV respectivamente.............................................................62 Figura 3.5. Configuración Unifilar definida en Estudio de Anteproyecto Ecuador – Perú 500 kV [25] ..................................................................................................63 Figura 3.6. Ajuste en valor de inductores de línea Chorrillos –Pasaje 500 kV Configuración Unifilar simple circuito Ecuador – Perú 500 kV .....................73 IX.

(10) Figura 3.7. Ajuste en valor de inductores de línea Chorrillos –Pasaje 500 kV Configuración Unifilar doble circuito Ecuador – Perú 500 kV.......................73 Figura 3.8. Trifilar con compensación global inductiva en un solo extremo (4 inductores) ........................................................................................................................................74 Figura 3.9. Trifilar con compensación global en un solo extremo (7 inductores) ............84 Figura 3.10. Trifilar con compensación global en un solo extremo (8 inductores) ............86 Figura 3.11. Trifilar con compensación global en un solo extremo (9 inductores) ............87 Figura 3.12. Trifilar con compensación global en un solo extremo (10 inductores) ..........89 Figura 3.13. Ciclo de transposición en circuito trifásico simple.........................................92 Figura 3.14. Esquema unifilar referencial, Ecuador – Perú 500 kV. Compensación con 8 inductores....................................................................................................94 Figura 3.15. Corriente de arco secundario (SAC) versus TRV en línea Chorrillos – Pasaje simple circuito ante F1f-t en fase A al 50% de la línea ................................95 Figura 3.16. Esquema unifilar Ecuador – Perú 500 kV simple circuito. Compensación con 4 inductores.................................................................................................96 Figura 3.17. Corriente de arco primario y secundario ante falla monofásica a tierra (Incluye componente DC)............................................................................97 Figura 3.18. Modelación de falla fase A a tierra en presencia de SAC (LT Chorrillos Pasaje). Compensación con 4 inductores ...................................................97 Figura 3.19. SAC (rojo) y TRV (verde) en fase A (LT Chorrillos - Pasaje). SAC fase Atierra (último pico): 4.39 Ap; TRV fase A-tierra (primer pico): 5.39 kVp........98 Figura 3.20. SAC (en rojo) debido a falla en fase A (LT Chorrillos -Pasaje). V neutro máximo: 101.32 kVp .....................................................................98 Figura 3.21. Esquema unifilar Ecuador – Perú 500 kV simple circuito. Compensación con 4 inductores por extremo..............................................99 Figura 3.22. Corriente de arco primario y secundario ante falla monofásica a tierra (Incluye componente DC)..........................................................................100 Figura 3.23. Modelación de falla fase A a tierra en presencia de SAC (LT Pasaje - Piura). Compensación con 4 inductores ...............................................................100 Figura 3.24. SAC (rojo) y TRV (verde) en fase A (LT Pasaje - Piura). SAC fase A-tierra (último pico): 4.05 Ap; TRV fase A-tierra (primer pico): 3.14 kVp...............101 Figura 3.25. SAC (en rojo) y V neutro (azul y verde) debido a falla en fase A (LT Pasaje Piura). V neutro máximo: 97.28 kVp ..........................................................101 Figura 3.26. Arco Secundario (SAC) versus Reactancia de Neutro – LT Chorrillos Pasaje 500 kV.......................................................................................................104 Figura 3.27. Arco Secundario (SAC) versus Reactancia de Neutro – LT Pasaje - Piura 500 kV.......................................................................................................104 Figura 3.28. Falla 1F y despeje en LT Chorrillos – Pasaje 500 kV. V fase A (rojo), I falla fase A a tierra (azul) y Vn (verde) (Xn = 1000 ohms).................................105 Figura 3.29. Esquema unifilar Ecuador – Perú 500 kV doble circuito. Compensación con 7 inductores por cada extremo de LT. ..........................................................107 Figura 3.30. Arco secundario (SAC): 3.29 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 3.66 kVp en LT Chorrillos – Pasaje 2C.....................................................................108 Figura 3.31. Arco secundario (SAC):9.02 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 6.09 kVp en LT Pasaje - Piura 2C ............................................................................108 Figura 3.32. Arco secundario (SAC): 8.66 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 9.26 kVp en LT Chorrillos – Pasaje 2C.....................................................................109 Figura 3.33. Arco secundario (SAC): 24.58 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 16.69 kVp en LT Pasaje - Piura 2C .....................................................................109 Figura 3.34. Arco secundario (SAC): 13.46 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 15.31 kVp en LT Chorrillos – Pasaje 2C..............................................................110 Figura 3.35. Arco secundario (SAC): 9.17 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 6.42 kVp en LT Pasaje - Piura 2C ............................................................................111 X.

(11) Figura 3.36. Arco secundario (SAC): 40.14 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 46.75 kVp en LT Chorrillos – Pasaje 2C..............................................................112 Figura 3.37. Arco secundario (SAC): 57.84 Ap y Voltaje en punto de falla (TRV): 41.43 kVp en LT Pasaje - Piura 2C .....................................................................112 Figura 3.38. Esquema de compensación seleccionado de 8 inductores (6 inductores de fase y 2 de neutro) por extremo de línea de transmisión doble circuito para LT Ecuador – Perú 500 kV ........................................................................116 Figura 3.39. Arco Secundario vs. Reactancia de Neutro – LT Chorrillos Pasaje 500 kV (2C) ...........................................................................................................117 Figura 3.40. Arco Secundario vs. Reactancia de Neutro – LT Pasaje Piura 500 kV (2C) ......................................................................................................................................118 Figura 3.41. SAC vs Reactancia de Neutro (Xn) para LT Chorrillos – Pasaje simple circuito. Inductor trifásico de 100 MVAR en cada extremo (F = 73.8%); Y1/Y0 = 2.2..........................................................................................................121 Figura 3.42. V neutro vs Reactancia de Neutro (Xn) para LT Chorrillos – Pasaje simple circuito. Inductor trifásico de 100 MVAR en cada extremo (F = 73.8%) .....121 Figura 3.43. SAC vs Flujo Pasaje - Piura doble circuito. Dos inductores trifásicos de 160 MVAR en cada extremo (Falla monofásica al 50%)...................................122 Figura 3.44. SAC vs Ubicación de Falla en LT Pasaje - Piura 337.3 km, doble circuito. Dos inductores trifásicos de 160 MVAR en cada extremo .........................123 Figura 3.45. SAC vs Longitud de LT Pasaje - Piura (km), doble circuito. Dos inductores trifásicos de 160 MVAR en cada extremo..................................................124 Figura 3.46. (1) Secciones de estructura tipo CPS2, (2) SAC vs Distancia fase - eje de estructura en LT Pasaje – Piura doble circuito. Dos inductores trifásicos de 160 MVAR en cada extremo......................................................................125 Figura 4.1. Esquema unifilar simplificado Ecuador – Perú 500 kV (Flujo de Exportación: 260 MW) ...................................................................................................130 Figura 4.2. Flujos trifásicos de 260 MW (en rojo) y 61.51 MVAR (en verde) ................131 Figura 4.3. Flujos monofásicos con promedio de 86 MW y 20.5 MVAR por fase .........131 Figura 4.4. Flujos monofásicos en MW ante falla a tierra y re-cierre en fase A – con inductores de neutro (LT Piura – Pasaje 500 kV en simple circuito) ..........132 Figura 4.5. Flujos monofásicos en MW ante falla y re-cierre en fase A – sin inductores de neutro (LT Piura – Pasaje 500 kV en simple circuito) ................................133 Figura 4.6. Comportamiento de voltajes en barras de interconexión Ecuador – Perú 500 kV ante falla monofásica con re-cierre trifásico .........................................135 Figura 4.7. Comportamiento de f [Hz] en barras principales de interconexión Ecuador – Perú 500kV ante falla monofásica con re-cierre trifásico ...........................136 Figura 4.8. Comportamiento de ángulo de rotor (grados) en generadores del SNI ante falla monofásica con re-cierre monopolar trifásico.....................................136 Figura 4.9. Comportamiento de voltajes en barras de interconexión Ecuador – Perú 500 kV ante falla monofásica con re-cierre.......................................................137 Figura 4.10. Comportamiento de f [Hz] en barras principales de interconexión Ecuador – Perú 500kV ante falla monofásica con re-cierre ........................................138 Figura 4.11. Comportamiento de ángulo de rotor (grados) en generadores del SNI ante falla monofásica con re-cierre monopolar. .................................................138 Figura 4.12. Comportamiento de ángulo de rotor (grados) en generadores de sistema Colombia –Ecuador – Perú ante falla monofásica con re-cierre monopolar (625 MW de exportación). .........................................................................140 Figura 4.13. Comportamiento de ángulo de rotor (grados) en generadores de sistema Colombia –Ecuador – Perú ante falla monofásica con re-cierre tripolar (625 MW de exportación). .................................................................................141 Figura 5.1. (a) Falla externa al objeto y (b) Falla interna en objeto a proteger [40].......143 Figura 5.2. Descripción gráfica de protección diferencial típica con y sin restricción [41] ......................................................................................................................................145 XI.

(12) Figura 5.3. Unifilar representando protección de zona que incluye inductor de línea [35] ......................................................................................................................................146 Figura 5.4. Protección de zona que no incluye inductor de línea [35]...........................147 Figura 5.5. Esquema unifilar de línea con representación de función principal 87 (PL1) y función redundante 87 (PL2) de protección [36] ........................................149 Figura 5.6. Ajuste de la Protección Diferencial (I diferencial vs. I restricción) [37] ........151 Figura 5.7. Extracto de Diagrama Unifilar de Medición y Protección de Inductor de Línea para bahía San Rafael (SE El Inga 500 kV) [38]........................................152 Figura 5.8. Circuito Equivalente Ecuador – Perú 500 kV modelado en ATP (Demanda mínima, hidrología seca, escenario de exportación)..................................153 Figura 5.9. I máxima de carga entre SE Chorrillos y Pasaje (Valor pico por fase = 361.15 A). Flujo de Potencia Ecuador – Perú: 625 MW.......................................154 Figura 5.10. Protección diferencial modelada en ATP....................................................156 Figura 5.11. Filtro de magnitud de corriente en SE Chorrillos: T = Raíz (Real2 + Imag2) 157 Figura 5.12. Circuito Equivalente Ecuador – Perú 500 kV, análisis de I diferencial tramo Chorrillos – Pasaje C1 (Demanda mínima, hidrología seca, escenario de exportación) ..............................................................................................158 Figura 5.13. I de falla monofásica a tierra al 50% de un circuito de la línea: 6.46 kA pico. ......................................................................................................................................159 Figura 5.14. Comportamiento de corriente de entrada fase A para relé diferencial ante falla 1F. a) 3.36 kAp con inductores b) 3.37 kAp sin inductores.............160 Figura 5.15. I de falla monofásica en extremo remoto (barra SE Pasaje).......................162 Figura 5.16. Comportamiento de corriente de entrada (I1) fase A para relé diferencial ante falla 1F-t en barra SE Pasaje.....................................................................163 Figura 5.17. Energización de línea en vacío (Ip A = 1318 A). Circuito1 – Línea Chorrillos Pasaje. Dem mínima 2020. Cierre tripolar a los 0.108 seg (Extremo local). ..................................................................................................................165 Figura 5.18. Corrientes pico de Energización de línea en vacío sin inductores en los extremos – Medición en extremo SE Chorrillos (Ip = 474.13 A).................165 Figura 5.19. Corrientes pico de Energización de línea en vacío con inductores en los extremos Medición en extremo SE Chorrillos (Ip = 107.41 A)...............166. XII.

(13) GLOSARIO DE TÉRMINOS SAC. Corriente de Arco Secundario (Secondary Arc Current). SPAR. Re-cierre automático monopolar o monofásico (Single Pole Auto Reclosing). TPAR. Re-cierre automático tripolar o trifásico (Three Pole Auto Reclosing). SPS. Re-cierre monofásico (Single-Pole Switching SPS). AV. Alto Voltaje. EAV. Extra Alto Voltaje (HEV en inglés). UAV. Ultra Alto Voltaje (UHV en inglés). TRV. Voltaje Transitorio de Recuperación (Transient Recovery Voltage). AR. Re-cierre Automático (Auto Reclosing). HSR. Re-cierre de Alta Velocidad (High Speed Reclosing). HSGS. Seccionador de puesta a tierra de Alta Velocidad (High Speed Ground Switching). HSES. Seccionador de puesta a tierra de Alta Velocidad (High Speed Earth Switching). CB. Interruptor (Circuit Breaker). AC. Corriente Alterna (Alternating Current). DC. Corriente Contínua (Direct Current). SE. Subestación eléctrica. LT. Línea de transmisión de energía. MSF. Central Hidroeléctrica Minas San Francisco. RMS. RMS o rms corresponde al valor eficaz de un parámetro eléctrico. F1f – t. Falla monofásica a tierra. IEC. International Electrotechnical Commission. IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers. IED. Equipo Electrónico Inteligente (Intelligent Equipment Device). XIII.

(14) RESUMEN. En el presente trabajo en la parte introductoria, se realiza una investigación referente a las tecnologías y metodologías existentes para la mitigación de corriente de arco secundario (SAC con sus siglas en inglés), siendo este uno de los parámetros de gran incidencia en la obtención de re-cierres monopolares exitosos en líneas de simple y doble circuito de EAV. En función de esto se hace un primer filtro de alternativas para analizar la más adecuada considerando las características del sistema eléctrico ecuatoriano. Posteriormente se realiza una presentación de la formulación matemática necesaria para caracterizar los acoplamientos capacitivos y su neutralización a través de compensación inductiva, esto es a través de reactores (inductores) entre el neutro y tierra de bancos de inductores shunt conectados en los extremos de líneas de transmisión.. Como fruto de este trabajo se establece una metodología adecuada o conjunto de procedimientos para alcanzar la meta de mitigar o reducir la SAC ante un evento de falla monofásica a tierra. Se verifica las bondades del procedimiento a través de un ejemplo de aplicación adecuado, para lo cual se seleccionó la futura interconexión doble circuito Ecuador - Perú 500 kV. Para este caso de estudio se aplica la metodología para diferentes escenarios considerados críticos y diferentes alternativas de compensación inductiva, y se utiliza tanto los resultados de la formulación matemática desarrollada en Matlab, como los resultados de la simulación transitoria en ATP para la respectiva contrastación. Se amplía este estudio con un análisis de sensitividades en el software ATP, con lo cual se establece la alternativa de compensación inductiva en base a 8 inductores por extremo de línea (dos inductores de 4 brazos) como la mejor opción para la futura interconexión Ecuador – Perú. Se complementa el trabajo con un análisis de estabilidad transitoria en el software Power Factory considerando un tiempo adecuado para la auto-extinción de la corriente de arco secundario y finalmente se realiza un análisis general del efecto del esquema definido de compensación inductiva en los esquemas de protección eléctrica con énfasis en la protección diferencial.. XIV.

(15) ABSTRACT. Mitigation of Secondary Arc Current (SAC) is one of the parameters of great incidence to obtaining a successful monopolar recloser operation in single and double extra high voltage (EHV) lines, which at the end reduce the outage time of the transmission systems. This research explores the main technologies and the methodology to mitigate the secondary arc current. After, the ideal technologic solutions, based on the Ecuadorian System characteristics, are selected and studied.. As part of the research, the mathematical. formulation to characterize the capacitive couplings and their neutralization through parallel inductive compensation and reactors (inductors) in the neutral of banks of three-phase reactors is presented.. Furthermore, the suitable methodology or set of procedures will be established to achieve the goal of mitigating or reducing SAC in the event of a single-phase failure. In order to evaluate the results and verify the benefits of the procedure, the future interconnection double circuit Ecuador - Peru 500 kV has been selected as application example. For this case study, the methodology will be applied in different critical scenarios with different alternatives of inductive compensation.. The comparison of both, the results of the. mathematical formulation developed in Matlab and the results of the transient simulation in ATP will be also made. This study will be complemented with an analysis of sensitivities in the ATP software and a transient stability analysis in the Power Factory software, considering the time required for auto-extinction of the secondary arc current. Finally, a brief analysis of the effect of the defined scheme of inductive compensation in the electric protection schemes will be carried out with emphasis on differential protection.. XV.

(16) PRESENTACIÓN. En forma general el presente proyecto de titulación o trabajo de titulación, se halla enfocado en definir una metodología con análisis de alternativas que permitan determinar. la. tecnología adecuada para buscar la mitigación o neutralización de la corriente de arco secundario (SAC de aquí en delante en función de sus siglas en inglés) en sistemas de simple y doble circuito en EAV (Extra Alto Voltaje). Para el efecto se ha seleccionado como caso de aplicación la futura línea doble circuito Ecuador – Perú 500 kV En el Capítulo 1 se realiza un análisis del estado del arte en cuanto a tecnologías para la mitigación de SAC.. En el Capítulo 2 se plantea la formulación matemática para la caracterización del acoplamiento capacitivo existente entre fases de una línea de transmisión, entre fases de diferentes circuitos y entre fases y tierra de líneas de transmisión en EAV. Se complementa con la formulación necesaria para dimensionar los inductores (reactores) que contrarrestarán el efecto capacitivo de las líneas y el inductor de neutro asociado que se constituye en un divisor de corriente para reducir la corriente de arco secundario, una vez que se ha despejado la falla. Para agilitar el tratamiento de datos y cálculo se utilizó los programas Matlab y Mathcad.. En el Capítulo III se propone una metodología para la mitigación de SAC tanto para líneas simple circuito, como doble circuito en EAV. Esta metodología se basa en su totalidad en la formulación desarrollada en el capítulo previo. Ya contando con la formulación y metodología, se considera como ejemplo de aplicación la futura línea de transmisión doble circuito Ecuador – Perú 500 kV. Para este fin se contrastan los resultados específicos de Matlab con los resultados obtenidos de la modelación y simulación del sistema equivalente en el software de transitorios electromagnéticos ATP. Se concluirá esta tarea con un análisis de sensitividades que considera como factores de variación la geometría de torres, impedancia de compensación inductiva y ubicación de falla. En el Capítulo 4 se analiza la Estabilidad Transitoria del SNI en la presencia de fallas monofásicas en la interconexión Ecuador – Perú 500 kV; usando bases de datos consolidadas tanto en ATP como en formato Power Factory. Este análisis se hace en XVI.

(17) escenarios de condiciones críticas para el sistema, con especial atención al tiempo de duración del fenómeno de arco secundario, es decir una vez despejada la falla y previo al posible re-cierre. En el Capítulo 5 se realiza un análisis general del esquema de protecciones aplicable en EAV, considerando la implementación de la compensación inductiva propuesta para el caso de estudio Ecuador – Perú 500 kV.. En el Capítulo 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo de tesis.. XVII.

(18) 1. 1. ESTUDIO DEL ESTADO DEL ARTE PARA RE-CIERRES MONOPOLARES EN BASE A EXTINCIÓN DE CORRIENTE DE ARCO SECUNDARIO 1.1 INTRODUCCIÓN Considerando la continua expansión del Sistema Nacional de Transmisión y el futuro desarrollo de nuevos enlaces internacionales en Extra Alto Voltaje (EAV) con los países vecinos, resulta prioritario garantizar condiciones de estabilidad y continuidad del servicio ante posibles fallas o perturbaciones en el sistema; sobre todo para el caso de fallas monofásicas que tienen una mayor frecuencia de ocurrencia que las de tipo bipolar o tripolar. El esquema operativo usual en líneas de transmisión trifásicas, ante fallas monofásicas, implica el despeje o disparo de la fase en falla y su re-cierre comandado por el sistema de control - protección asociado. La corriente de arco secundario (SAC con sus siglas en inglés) es uno de los más importantes parámetros que deben ser analizados y/o controlados para contar con un re-cierre monopolar exitoso, las tecnologías comúnmente usadas a nivel mundial para la extinción de la corriente de arco secundario se basan en el uso de compensación inductiva en el neutro de inductores shunt o paralelo. Otras tecnologías viables técnicamente para favorecer la extinción de SAC, pero de menor uso, consideran la implantación de equipos de puestas a tierra ultra rápidas en los extremos de líneas y también cambios de topología que permiten disminuir los efectos capacitivos (o inductivos) de líneas largas en Extra Alto Voltaje. En el caso de líneas de transmisión trifásicas simple circuito en corriente alterna (AC), las maniobras de apertura y re-cierre trifásico no necesariamente se llevan a cabo con la velocidad necesaria para mantener sincronismo. Además se ha verificado que cerca del 90% de las fallas producidas sobre las líneas de transmisión son fallas monofásicas a tierra con característica transitoria y por ende se considera que este tipo de falla puede ser exitosamente despejada con el inmediato re-cierre a través de una maniobra monopolar [1] La salida de una línea en un sistema de transmisión puede tener un gran impacto en la economía y la confiabilidad de un sistema, por ello, la implementación de un esquema de re-cierre automático busca minimizar este impacto. Las metodologías de re-cierre de alta velocidad y auto re-cierre temporizado de líneas se siguen usando ampliamente y son altamente efectivas, en los últimos años se ha incrementado sustancialmente el uso de estas tecnologías debido al uso de esquemas de cierre controlado de interruptores y. 1.

(19) técnicas de re-cierre adaptativas [2]. En este escenario resulta fundamental definir un adecuado esquema de mitigación de arco secundario que permita facilitar la operación del sistema de potencia y garantizar la eficacia de los relés que envían los comandos de disparo y cierre de interruptores. Dentro de esta introducción es pertinente recordar los principales objetivos del presente estudio:. 1.1.1 OBJETIVO GENERAL Establecer una metodología de análisis y planteamiento de alternativas para la mitigación de corrientes de arco secundario durante re-cierres monofásicos en líneas de extra alto voltaje en simple y doble circuito.. 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS x. Seleccionar entre las metodologías o tecnologías existentes, la más adecuada para la extinción del arco secundario en re-cierres monofásicos de enlaces en EAV, considerando las características particulares de cada sistema.. x. Establecer la formulación matemática para la evaluación del efecto del acoplamiento capacitivo en fallas monofásicas para líneas en Extra Alto Voltaje.. x. Proponer una metodología para el análisis y mitigación de corrientes de arco secundario en líneas de extra alto voltaje en simple y doble circuito.. x. Aplicar la metodología propuesta en el caso de estudio específico de la futura interconexión Ecuador – Perú 500 kV, con análisis de sensitividades al respecto.. 1.1.3 ALCANCE Como síntesis de todo lo indicado, la presente tesis tiene como alcance lo siguiente: x. Se. selecciona. una. alternativa. tecnológica. adecuada. (esquemas. de. compensación con inductor de neutro, HSGS u otros) para la mitigación de SAC en líneas de EAV, con definición de aplicabilidad al caso ecuatoriano. x. Se presenta la formulación matemática para la obtención de los parámetros de secuencia que permitan caracterizar los acoplamientos capacitivos (análisis electrostático) de líneas en EAV. 2.

(20) x. Se presenta la formulación matemática para la sintonización y/o desintonización (tuning / detuning en inglés) de compensación inductiva, para el caso de utilización de un inductor de neutro asociado a inductores de fase de líneas en EAV.. x. Se desarrolla una propuesta metodológica para atenuación o mitigación de la corriente de arco secundario (SAC) de líneas en simple y doble circuito en EAV.. x. Se desarrolla un ejemplo de aplicación de la metodología de extinción de arco secundario para la futura línea doble circuito Ecuador – Perú 500 kV, utilizando un software de análisis de transitorios electromagnéticos como ATP y usando como datos de entrada los resultados de la formulación matemática obtenidos en los software de cálculo Mathcad y Matlab. Como paso previo, se define el grado de compensación de líneas con el software de estudios eléctricos Power Factory, para así revisar perfiles de voltaje en barras y en punta de línea.. x. Se integra y contrasta los resultados de Matlab referentes a dimensionamiento de compensación inductiva con los resultados de análisis de transitorios electromagnéticos obtenidos mediante ATP. En base a la comparación, se desarrollará un estudio de sensitividad para analizar el efecto de variaciones en los parámetros eléctricos asociados.. x. Se determina el límite superior e inferior de capacidad de compensación del inductor (o inductores) de neutro para el caso de estudio Ecuador – Perú 500 kV.. x. Se incluye un análisis de estabilidad transitoria del SNI, considerando el tiempo de duración del arco secundario después del despeje y antes del re-cierre monofásico, en la línea Ecuador - Perú 500 kV.. x. Se analiza el efecto del esquema de compensación definido, en los esquemas de protección de líneas de EAV.. 1.2 NIVELES DE VOLTAJE Y CALIDAD 1.2.1 VOLTAJES CONSIDERADOS Cuando se habla de Extra Alto Voltaje (definición americana) o Extra Alta Tensión (definición europea) existe diferencias en cuanto al valor umbral de voltaje o magnitud de 3.

(21) voltaje (RMS o máximo). Todos los análisis para el presente estudio son aplicables para niveles de voltaje sobre los 230.000 voltios (242.000 como Vmax), siendo voltajes nominales también usuales: 345 kV y 500 kV. Valores de voltaje superiores se podrían considerar de acuerdo a algunos documentos técnicos [3] como de Ultra Alto Voltaje (UHV en inglés) y requerirían un tratamiento especial para estudios de compensación shunt, sin embargo de acuerdo a la clasificación de la norma IEC 60038 mostrada en la Tabla 1 y tomando como referencia el documento base de Kimbark [4], en el que se desarrolla el análisis para líneas simple y doble circuito considerando un enlace de 735 kV como de EHV, se define que los análisis del presente trabajo resultarían aplicables y extensivos también a este nivel de voltaje e incluso 800 kV. Más allá del tema normativo o de estándar se considera necesario identificar la aplicabilidad de una tecnología de compensación inductiva en función de las características específicas que tenga cada sistema de potencia. Como referencia técnica se presenta en la Tabla 1.1 un detalle de la clasificación de niveles de voltaje utilizados en sistemas de potencia de acuerdo a la norma IEC 60038: Tabla 1.1. Nomenclatura usada para diferentes niveles de voltaje – IEC 60038 [5]. NIVEL Ultra Alto Voltaje (UHV) Extra Alto Voltaje (EHV). V nominal (kV) kV = 1050 o 1200 N9. Alto Voltaje (HV). N9. Medio Voltaje (MV) Bajo Voltaje (LV). N9 N9. 1.2.2 CRITERIOS DE CALIDAD Considerando lo establecido en la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”), el CONELEC ahora ARCONEL emite el Informe “Revisión de bandas de variación de voltaje en barras y factores de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) - 2016", para proceder con la fijación de los valores de voltaje y factor de potencia en el Sistema Nacional Interconectado. Para esto, toma en cuenta la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair y el sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – San Rafael – El Inga a 500 kV, por lo que. 4.

(22) se establecen los límites de variación de voltajes y factor de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional de Transmisión, conforme se indica a continuación: Tabla 1.2. Límites de Voltajes para la operación del SNI – ARCONEL Abril 2016. Nivel de Voltaje 500 kV 230 kV 138 kV 69 kV. x. Valores Inferiores Normal Emergencia -5% -5% -3% -6% -5% -10% -3% -5%. Valores Superiores Normal Emergencia 5% 5% 5% 6% 5% 6% 3% 6%. Factor de potencia: 0,96 inductivo o superior inductivo para condiciones de máxima, media y mínima demanda.. Considerando la necesidad de maniobras o presencia de contingencias en el sistema nacional interconectado (SNI), con la consecuente apertura en los enlaces de transmisión, se adopta como voltaje máximo permitido en el extremo abierto (punta de línea) para líneas de transmisión de 500 kV por efecto Ferranti 1,15 p.u., de acuerdo a lo establecido en la Regulación CONELEC No. 006/00 [6] Resumiendo y con la finalidad de contar con un patrón o referencia para la verificación de voltajes objetivos en el sistema eléctrico de potencia a nivel de 500 kV, se adoptarán los valores de referencia que se indican en las Tablas 1.3 y 1.4: Tabla 1.3. Resumen de condiciones operativas de voltaje para estudios Vn = 500 kV (Valores RMS f-f). V inferior barra* kV p.u. 475 0,95. V superior barra* kV p.u. 525 1,05. V máximo pta línea ** kV p.u. 575 1,15. * Oficio Nro. ARCONEL-DE-2016-0603-OF del 27 de abril de 2016 ** Valor adoptado de Reglamento de Despacho y Operación 2.0, pg. 10 Tabla 1.4. Resumen de condiciones operativas de voltaje para estudios Vn = 408 kV (Valores pico f-n)*. V inferior barra V pico f-n kV p.u. 388 0,95. V superior barra V pico f-n kV 429. p.u. 1,05. * Valor pico o máximo entre fase y neutro 5. V máximo pta línea V pico f-n p.u. kV 469 1,15.

(23) 1.3 PRINCIPALES DEFINICIONES A continuación se mencionan los principales conceptos que deben considerarse para entender los fenómenos relacionados con los re-cierres en líneas de transmisión. Dentro de la normativa aplicable para analizar los fenómenos resultantes de re-cierres en sistemas de transmisión de energía, se ha revisado entre otros textos, documentos de IEEE [2] y CIGRÉ [7].. 1.3.1 EFECTO FERRANTI La energización de líneas de transmisión en vacío produce un incremento de voltaje en el extremo receptor. El valor de este incremento depende fundamentalmente de los siguientes parámetros: x. Longitud de la línea. x. Parámetros eléctricos de la línea. x. Voltaje del nodo emisor. En base a la regulación vigente para líneas de transmisión de 230 kV, el voltaje máximo permitido en el extremo abierto es de 1.15 p.u. lo cual se asumirá para las líneas de 500 kV [6]. Para mitigar las elevadas tensiones se necesita compensar la línea con inductores shunt de línea y/o barra.. 1.3.2 FALLAS TRIFÁSICAS Y MONOFÁSICAS Las fallas en sistemas eléctricos de potencia pueden tener origen atmosférico, mecánico, eléctrico e incluso humano. Como ya se había indicado antes, las fallas monofásicas a tierra (o línea a tierra) son las más comunes y la experiencia ha determinado que la mayoría de estas son de carácter transitorio y por ende una reconexión ultra rápida podría ser exitosa. Es bueno aclarar que a excepción de las fallas de tipo trifásicas que son simétricas, todas las fallas restantes se consideran de tipo asimétrico. Resulta pertinente realizar una pequeña clasificación del tipo de corto circuitos con su estadística general de ocurrencia y fallas existentes en sistemas de transmisión [8]. Cortocircuitos más frecuentes:. 6.

(24) . Monofásicos: 80 al 90 %. . Bifásicos:. 10%. . Trifásicos:. 5%. . Simétricas:. Trifásicas. . Asimétricas: Monofásicas y Bifásicas. Tipos de fallas:. 1.3.3 RE-CIERRE AUTOMÁTICO [9] La reconexión automática de elementos del sistema es recomendable en líneas, barras y transformadores; las normas de operación por lo general estipulan el re-cierre manual inmediato de los interruptores de estos elementos después de su disparo por acción de la protección, cuando no hay re-cierre automático. Los principales tipos en que pueden subdividirse los dispositivos de re-cierre automático son los siguientes: . Trifásico (tripolar) y monofásico (monopolar).. . Simple (de un cierre) y múltiple (de varios cierres).. . De alta velocidad (menos de 0,5 s) y con retardo de tiempo.. . Con o sin control de voltaje en el elemento a reconectar.. . Con sincronización y asincrónico.. La operación del dispositivo de re-cierre automático (relé con función de re-cierre) se produce en el lapso entre el instante del arranque del dispositivo y el de la emisión de la señal de re-cierre, mientras el tiempo de operación del proceso de re-cierre automático incluye a su vez el tiempo del dispositivo y el tiempo de cierre del interruptor. El número de re-cierres se programará en función de la probabilidad de que la falla transitoria permanezca después del primer re-cierre y de las características del interruptor. Los sistemas de control automático modernos presentan un alto grado de confiabilidad y elevados índices de disponibilidad, lo cual redunda positivamente en la continuidad del servicio de energía eléctrica. En el caso de fallas en los sistemas eléctricos, la medida inmediata es despejar dicha falla a través del disparo de fases o circuitos eléctricos, e 7.

(25) inmediatamente adoptar medidas remediales que propendan a la estabilidad del sistema y la calidad del servicio. En la Figura 1.1 se muestra en forma general, los tiempos de operación típicos para considerar un re-cierre automático exitoso; se muestra el tiempo de operación de la protección, el tiempo de operación del disyuntor y del relé de re-cierre automático. Se debe notar también en la gráfica, que existe un tiempo muerto para la acción del relé de re-cierre el cual busca garantizar que el cierre del interruptor se haga en ausencia de falla. Mientras mayor sea el tiempo de disturbio del sistema, mayor será la afectación a la confiabilidad.. Figura 1.1. Tiempos de operación de elementos para buscar re-cierre monopolar exitoso [10]. 1.3.4 RE-CIERRES TRIFÁSICOS Y RE-CIERRES MONOFÁSICOS En el caso de una red de transmisión, sus redes logran reconexión o re-cierre (posterior al despeje de falla) de algún elemento a través de la acción de relés numéricos que envían señales de cierre (o disparo) a las bobinas respectivas de interruptores de potencia ubicados en los extremos de las líneas de transmisión [9]. El re-cierre trifásico (Three-Pole Switching), corresponde a la maniobra manual o de tipo automático (three pole autoreclosing) de cierre de interruptores en los extremos de una línea, que se produce posterior a una falla, siendo importante considerar que usualmente 8.

(26) esta acción se produce en fallas trifásicas como fallas bifásicas de líneas de transmisión, siendo aplicable también para fallas monofásicas a tierra en el caso de que no haya un recierre monofásico habilitado. El re-cierre monofásico (Single-Pole Switching), cuando es de tipo automático (single pole autoreclosing), se refiere al re-cierre, sin intervención de un operador, de una fase de un interruptor luego de un disparo monopolar debido a una falla monofásica a tierra. Al realizar esta acción la línea de transmisión es capaz de transferir aproximadamente dos tercios de la potencia y mantener las fuentes de generación ubicadas en sus extremos en sincronismo [2] [11]. Dentro del análisis de este fenómeno resulta usual determinar los tiempos máximos aceptables para la eliminación de las fallas monofásicas a tierra (a través de comandos de disparo de interruptores desde relés) en las principales líneas de transmisión de 500 kV, 230 kV y 138 kV y de esa manera determinar los tiempos mínimos de espera para la ocurrencia del re-cierre monofásico.. 1.3.5 ARCO PRIMARIO Y ARCO SECUNDARIO En la ocurrencia de una falla monofásica en una línea de transmisión, se considera la existencia de dos corrientes: la primera la corriente de arco primario fruto de una falla y luego la corriente de arco secundario que puede surgir de la apertura de la fase con falla, presentando valores menores en relación al arco primario, generalmente en orden de decenas a centenas de amperios [12]. Como se muestra en la figura 1.2, la existencia de un medio ionizado (gas caliente), posterior a la extinción del arco primario, puede desembocar en el aparecimiento de una corriente de arco secundario gracias al efecto de una inducción electrostática y electromagnética de las fases sanas sobre la fase en falla. Cuando inicia una falla, la corriente de arco primario que circula es muy grande debido a los aportes de los extremos de una línea y en contraparte el voltaje de arco es pequeño, esto último depende de la impedancia de falla ya que de ser grande, también será grande el voltaje de arco primario. Suponiendo inexistencia de impedancia de falla o impedancia mínima, se tendrá entonces la máxima corriente de falla.. 9.

(27) Figura 1.2. Fenómeno de Arco Primario y Secundario. Fuente: IEEE PES - CIGRE -Toshiba [13]. El arco secundario o corriente residual de falla, tiene una alta complejidad en su modelación debido a que cada vez que su corriente tiene un cruce por cero, se produce un pequeño apagado y luego reencendido hasta su auto-extinción completa [8]. Un posible re-cierre monofásico en presencia de arco secundario, dependiendo de su duración y magnitud, podría provocar un reencendido definitivo de la falla y finalmente la necesidad de un disparo trifásico de la línea. Se consideran básicamente cuatro etapas durante la ocurrencia de una falla monofásica: . Etapa de Pre-falla: En la cual el sistema se encuentra en estado estable (CB o interruptores cerrados en la Figura 1.2).. . Etapa de Falla: Etapa en la que tiene su aparición el arco primario. En esta etapa los CB aún están cerrados pese a la falla monofásica a tierra (Ver Figura 1.2). . Etapa de despeje de falla: Etapa en la que tiene su aparición el arco secundario, una vez abiertos los interruptores de los extremos de la fase. El camino de la falla se halla ionizado a pesar de la apertura de interruptores (CB) y las características capacitivas (inducción electrostática) e inductivas (inducción electromagnética) de las fases sanas, afectan a la fase en falla (Ver Figura 1.2).. . Etapa de Post-falla: Etapa en la que la falla puede quedar despejada permanente o se puede dar paso a un procedimiento de re-cierre.. 10.

(28) Para evitar posibles desconexiones definitivas durante la secuencia de operaciones y restaurar el flujo de potencia, dependiendo de las características del sistema eléctrico, es necesario reconectar inmediatamente la fase abierta luego de la auto-extinción del arco, o de ser el caso definir una tecnología para reducir el tiempo de auto-extinción del arco y/o forzar su extinción. Una variable de gran importancia para el análisis del re-cierre monofásico en líneas de alto voltaje es la corriente de arco secundario, que se produce con la apertura de los interruptores de la fase fallada en ambos extremos de la línea, ésta perdura debido al acoplamiento electromagnético entre la fase fallada y las fases sanas no desconectadas. Otra variable a considerar es el voltaje de restablecimiento (de recuperación o TRV), la cual se manifiesta en el punto de falla de la fase aislada.. 1.3.6 VOLTAJE TRANSITORIO DE RECUPERACIÓN (TRV) Este es el voltaje a través del camino de falla después de la extinción de la corriente de arco secundario y antes del re-cierre del circuito por los interruptores en los extremos. El TRV tiene dos componentes que corresponden a los acoplamientos citados para la corriente de arco secundario en el numeral 1.3.4 [4]. El TRV se considera un fenómeno electromagnético de alta frecuencia, tal como se ve en la Figura 1.3 y se presenta también por ejemplo entre los polos de un interruptor de potencia al momento de despeje de una falla, sin embargo dicho tema no será objeto de análisis en el presente trabajo. El tratamiento de la corriente residual (SAC) y el voltaje de recuperación transitorio, se realizará en el presente documento con valores RMS en estado estable y también valores picos, lo cual no significa que el sistema y estos fenómenos se hallen realmente en estado estable [4]. Resulta importante referencia para este trabajo los resultados experimentales obtenidos por CEPRI [14] donde se cuenta con límites y porcentajes de posibilidad de éxito en un re-cierre en función de las magnitudes de SAC y gradiente de TRV para líneas compensadas y no compensadas (Ver tabla 2.2 en Capítulo 2).. 11.

(29) 0.001. 0.01. 1. 0.1. 2. 3. 10 10 10 FRECUENCIA (Hz). Fenómenos electromecánicos. 4. 10. 5. 10. 7. 6. 10. 10. Fenómenos electromagnéticos Corto Circuito. Control Carga Frecuencia. Estabilidad Transitoria Estabilizadores. Resonancia Subsíncrona. Maniobra de líneas. Ondas viajeras Voltajes TRV. Armónicos. Figura 1.3. Clasificación de los transitorios de acuerdo con la frecuencia [15]. El arco secundario es función de tres factores básicos: el voltaje inducido en la fase abierta, la corriente residual constitutiva del arco y las características del voltaje de recuperación del medio aislante donde se produjo la falla. En este último punto hay que aclarar que normalmente no se conoce las características eléctricas o de ionización del aire como medio aislante en el punto de falla, por lo que no será un parámetro que se pueda verificar o contrastar en función de los valores que se tenga de gradiente de voltaje de recuperación.. 1.4 METODOLOGÍAS USUALES DE EXTINCIÓN DE SAC A continuación se realiza una descripción de los dispositivos considerados usualmente para mitigar la magnitud del arco secundario, disminuir su tiempo de auto-extinción y lograr una re-conexión exitosa [12].. 1.4.1 INDUCTORES DE FASE Y NEUTRO Inductores shunt o paralelo son instalados en líneas largas de transmisión en EHV/UHV para compensar su efecto capacitivo, y así suprimir el incremento de voltaje que se halla fuera de límites; los inductores de neutro que son añadidos permiten suprimir o mitigar el arco producido una vez despejada una falla. Su diseño puede ser flexible y existen varias configuraciones que se puede analizar o revisar: . Banco de cuatro inductores permanente: Aplicable a cada extremo de una línea simple circuito, sin posibilidad de suicheo. Con un banco adicional de iguales características se puede utilizar en líneas doble circuito. 12.

(30) Figura 1.4. Bancos de cuatro inductores en cada extremo de circuito I y II [29]. . Banco de cuatro inductores con maniobra selectiva: En este caso hay más flexibilidad que la configuración previa aunque a mayor costo y mayor complejidad de control debido a la presencia de seccionadores de alta velocidad. Se recomienda para líneas no transpuestas [19], donde el banco permanente de cuatro inductores no es efectivo para mitigar SAC.. Figura 1.5. Banco de cuatro inductores modificado con seccionadores de neutro (NS) y seccionadores de fases (RS) con su posición ante fallas monofásica a tierra [19]. . Otras configuraciones: Existen variantes de compensación de neutro que se pueden adoptar con líneas doble circuito con esquema de 7, 8, 9 o 10 inductores (arreglo en base a múltiplos de 6) [19].. Los inductores (reactores) son utilizados normalmente para la limitación de sobre voltajes en líneas de extra alto voltaje durante la energización de líneas y eventos de rechazo de carga. Si bien los inductores pueden limitar sobre voltajes en la forma indicada, los inductores shunt podrían incrementar el voltaje inducido sobre conductores de línea que 13.

(31) se hallen desenergizados, debido a resonancia, desde los conductores energizados del mismo circuito u otro circuito en la misma faja de servidumbre [20]. Se identifica los siguientes eventos en los cuales se presentan fenómenos de sobre voltaje: . Voltajes inducidos sobre un circuito desenergizado.. . Voltajes inducidos durante una condición de stuck breaker. . Voltajes en energización de líneas. . Re-cierre monopolar. El dimensionamiento adecuado de un inductor en el neutro de un banco de inductores paralelo (shunt), permite mitigar los posibles sobre voltajes mencionados y la corriente de arco secundario en sistemas en EAV [20].. 1.4.2 INTERRUPTOR O SECCIONADOR DE ATERRAMIENTO RÁPIDO Se utiliza en caso que no exista compensación en shunt y se ubica en cada fase de la línea. Existen en el mercado del tipo SGS (Speed Ground Switching) y HSGS (High Speed Ground Switching) y permiten eliminar el voltaje después de que la falla es despejada y producen una rápida extinción del arco secundario. Se usan comúnmente para líneas cortas y presentan una alta complejidad para la protección y control [19] [8].. Figura 1.6. Circuitos paralelos con HSGS [19]. Es usual encontrar en la literatura técnica la denominación HSGS o HSES (High Speed Earth Switching) para identificar a los mismos equipos que se pueden utilizar en Extra Alto Voltaje o Ultra Alto Voltaje [7].. 14.