Evaluación e implementación de esquemas de protección sistémicas ante contingencias críticas en el Sistema Nacional Interconectado

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(1)La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del Ecuador.. Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL” bajo el libre consentimiento del (los) autor(es).. Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes condiciones de uso:. • Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para efectos de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a disposición de otra persona.. • Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor de esta tesis.. • No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que estar bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original.. El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas.. Respeto hacia sí mismo y hacia los demás..

(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. EVALUACIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS ANTE CONTINGENCIAS CRÍTICAS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO. TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. APUPALO NARANJO EDISON JAVIER [email protected]. DIRECTOR: MSc. WALTER ALBERTO VARGAS CONTRERAS [email protected]. CODIRECTOR: Dr. FRANKLIN LENIN QUILUMBA GUDIÑO [email protected]. Quito, agosto de 2018.

(3) AVAL. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edison Javier Apupalo Naranjo, bajo nuestra supervisión.. MSc. Walter Vargas Contreras DIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN. Dr. Franklin Quilumba Gudiño CODIRECTOR DEL TRABAJO DE TITULACIÓN. I.

(4) DECLARACIÓN DE AUTORÍA. Yo Edison Javier Apupalo Naranjo, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada 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.. Edison Javier Apupalo Naranjo. II.

(5) DEDICATORIA. Este trabajo es dedicado principalmente a mis padres Alberto y Laura por ser un ejemplo y ser mi motivación para cada día lograr este objetivo.. A mis hermanos William y Mishelle por compartir gratos y malos momentos, espero que este logro sirva de ejemplo para ustedes.. Eddy. El camino a la excelencia no tiene límite de velocidad. “David Johnson”. III.

(6) AGRADECIMIENTO. A Dios por darme la salud y fortaleza para superar cada obstáculo presentado en la vida. A mis padres Alberto y Laura, quienes con su esfuerzo y sacrificio supieron sacarnos adelante, tanto a mis hermanos como a mi persona. Gracias por estar siempre pendientes de mí, por sus consejos que me ayudan a ser una mejor persona cada día. Espero de todo corazón que con este logro alcanzado pueda hacerlos sentir orgullosos de mí. A mis hermanos William y Mishelle gracias por compartir buenos y malos momentos que la vida nos ha presentado y que gracias a ustedes las hemos tratado de sobrellevar de la mejor manera. A mis abuelitos, tíos, primos y demás miembros de mi familia que estuvieron pendientes de mí, apoyándome en cada momento. A todo el personal docente de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica gracias por sus conocimientos impartidos, por su formación profesional y humana que sirvieron en gran medida para el desarrollo del proyecto. Al Ing. Walter Vargas por brindarme la oportunidad de desarrollar el proyecto de titulación, y que, gracias a su paciencia, su valioso tiempo, sus conocimientos y su acertada dirección se logró la culminación del trabajo. De la misma manera al Dr. Franklin Quilumba gracias por la ayuda brindada en la fase final del proyecto. A la subgerencia de operación y mantenimiento de CELEC EP TRANSELECTRIC, de manera especial al Ing. Fabricio Ordoñez gracias por su conocimiento aportado en el proyecto. De igual forma, a todo el personal del Departamento de Estudios Eléctricos gracias por su amistad y su ayuda para cumplir con esta meta. Finalmente, a mis amigos gracias por brindarme su amistad sincera y todos los momentos compartidos en mi vida personal y universitaria.. Eddy. IV.

(7) ÍNDICE DE CONTENIDO AVAL ....................................................................................................................... I DECLARACIÓN DE AUTORÍA............................................................................... II DEDICATORIA ...................................................................................................... III AGRADECIMIENTO .............................................................................................. IV ÍNDICE DE CONTENIDO ....................................................................................... V RESUMEN ............................................................................................................ IX ABSTRACT ............................................................................................................ X CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1 1.1.. OBJETIVOS .............................................................................................. 2. 1.1.1.. OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 2. 1.1.2.. OBJETIVOS ESPECÍFICOS........................................................................ 2. 1.2.. ALCANCE ................................................................................................. 3. 1.3.. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 3. CAPÍTULO II .......................................................................................................... 5 2. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 5 2.1.. ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ................. 5. 2.1.1.. DEFINICIÓN DE ESTABILIDAD .................................................................. 5. 2.1.2.. CLASIFICACIÓN DE LA ESTABILIDAD ...................................................... 7. 2.1.2.1.. Estabilidad de Ángulo de Rotor ............................................................ 7. 2.1.2.2.. Estabilidad de Voltaje ........................................................................... 8. 2.1.2.3.. Estabilidad de Frecuencia ...................................................................11. 2.1.3.. EL PROBLEMA DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ....................................12. 2.1.4.. ESTADOS DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE POTENCIA .................13. 2.2.. 2.1.4.1.. Estado Normal .....................................................................................13. 2.1.4.2.. Estado de Alerta ..................................................................................13. 2.1.4.3.. Estado de emergencia .........................................................................13. 2.1.4.4.. Estado In Extremis ..............................................................................14. 2.1.4.5.. Estado Restaurativo ............................................................................14. EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE ECUADOR ............ 14. 2.2.1.. ESTRUCTURA ACTUAL ............................................................................14. 2.2.1.1.. Centrales de Generación .....................................................................15. 2.2.1.2.. Sistema Nacional de Transmisión........................................................17. 2.2.1.3.. Subestaciones .....................................................................................19 V.

(8) 2.2.1.4.. Compensación de Potencia Reactiva ..................................................20. 2.2.1.5.. Distribuidoras.......................................................................................21. 2.2.2.. 2.3.. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO .22. 2.2.2.1.. Expansión de la Generación ................................................................22. 2.2.2.2.. Expansión de la Transmisión ...............................................................23. SISTEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICA (SPS)................................. 24. 2.3.1.. DEFINICIÓN DEL SPS ...............................................................................24. 2.3.1.1. 2.3.2.. Antecedentes.......................................................................................24. CRITERIOS DE DISEÑO DE LOS SPS......................................................25. 2.3.3. ARQUITECTURA DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS EN EL SNI ...................................................................................................................25 2.3.3.1.. Sistemas de Control Central ................................................................26. 2.3.3.2.. Funciones de monitoreo de subestaciones ..........................................26. 2.3.3.3.. Funciones de mitigación de las subestaciones ....................................26. 2.3.3.4.. Funciones de monitoreo y mitigación de las subestaciones .................27. 2.3.3.5.. Sistema de Comunicaciones ...............................................................27. 2.3.3.6.. Interfaz Humano Máquina (HMI) ..........................................................28. 2.3.4. FUNCIONAMIENTO DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS EN EL SNI ................................................................................................................30 2.3.5.. CARACTERÍSTICAS RELEVANTES DEL SPS ..........................................31. 2.3.5.1.. Redundancia .......................................................................................31. 2.3.5.2. Verificación de armado de la contingencia en subestaciones de monitoreo ............................................................................................................32 2.3.5.3.. Verificación de armado en el sistema central de la contingencia .........32. 2.3.5.4.. Tiempos de ejecución del SPS en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano ...33. 2.3.6.. REQUISITOS DE COMUNICACIÓN DEL SPS...........................................34. CAPÍTULO III ....................................................................................................... 35 3. ANÁLISIS E IDENTIFICACIÓN DE LAS CONTINGENCIAS CRÍTICAS ....... 35 3.1.. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 35. 3.2.. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS ........................................................... 35. 3.3.. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS EMPLEANDO LÓGICA DIFUSA ....... 37. 3.3.1.. INDICADORES DE ESTABILIDAD DE VOLTAJE ......................................37. 3.3.2.. SISTEMA DE INFERENCIA DIFUSA..........................................................38. 3.4. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS EMPLEANDO REDES NEURONALES ARTIFICIALES .................................................................................................. 40 3.5.. SOLUCIÓN POR FLUJO DE POTENCIA ............................................... 41. 3.5.1.. MÉTODO DE FLUJO DE POTENCIA POR NEWTON RAPHSON .............41 VI.

(9) 3.5.2.. ALGORITMO PARA EL MÉTODO DE NEWTON RAPHSON .....................45. 3.6. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS EMPLEANDO EL MÉTODO DE NEWTON RAPHSON ....................................................................................... 46 3.6.1.. ÍNDICES DE FUNCIONAMIENTO PARA CONTINGENCIAS .....................46. 3.7. ALGORITMO PARA EL ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS POR EL MÉTODO DE NEWTON RAPHSON ................................................................. 49 3.7.1.. 3.8.. APLICACIÓN DESARROLLADA EN PYTHON...........................................50. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS CRÍTICAS.......................................... 54. 3.8.1. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS CRÍTICAS EN EL SISTEMA DE 9 BARRAS DE LA IEEE...............................................................................................54 3.8.1.1.. Análisis de Contingencias Simples ......................................................54. 3.8.1.2.. Análisis de Contingencias Dobles ........................................................57. 3.8.2. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS CRÍTICAS EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ................................................................................................58. CAPÍTULO IV....................................................................................................... 62 4. DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS........................................................................................................ 62 4.1. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL SNI ANTE LA OCURRENCIA DE CONTINGENCIAS CRÍTICAS .......................................................................... 62 4.1.1.. CONSIDERACIONES.................................................................................62. 4.1.2.. METODOLOGÍA .........................................................................................64. 4.1.3.. ESTRATEGIAS DE MITIGACIÓN PARA LAS CONTINGENCIAS N-2 .......65. 4.1.4.. METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ECUACIÓN DE MITIGACIÓN .66. 4.2.. MODELO DE REGRESIÓN LINEAL SIMPLE ......................................... 69. 4.2.1.. INTRODUCCIÓN ........................................................................................69. 4.2.2.. MÉTODO DE MÍNIMOS CUADRADOS ......................................................69. 4.2.2.1.. Estimación de la incertidumbre de parámetros ....................................69. 4.2.2.2.. Deducción de la fórmula de mínimos cuadrados empleando el cálculo .. ............................................................................................................70. 4.2.2.3.. Coeficiente de Correlación Lineal ........................................................72. 4.2.3. EJEMPLO DE CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS POR REGRESIÓN LINEAL ...................................................................................................................73. 4.3. DETERMINACIÓN Y VALIDACIÓN DE ACCIONES REMEDIALES DEL SPS ................................................................................................................ 74 4.3.1. EVALUACIÓN DEL CONJUNTO DE ESTRATEGIAS DE MITIGACIÓN IMPLEMENTADAS ACTUALMENTE EN EL SPS .....................................................75 4.3.2.. ACTUALIZACIÓN DE LAS ESTRATEGIAS DEL SPS ACTUAL .................78. 4.3.3.. PROPUESTA DE NUEVAS ESTRATEGIAS DE MITIGACIÓN...................80. VII.

(10) CAPÍTULO V........................................................................................................ 86 5. MODELAMIENTO DE ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS EN POWERFACTORY............................................................................................... 86 5.1.. DISEÑO DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL ............................ 86. 5.1.1.. 5.2.. IMPLEMENTACIÓN DE LA APLICACIÓN EN POWERFACTORY .............87. FUNCIONAMIENTO DE LA APLICACIÓN DESARROLLADA ................ 92. 5.2.1.. SIMULACIÓN DE LA ACTUACIÓN DEL SPS EN EL SNI ..........................93. 5.2.1.1.. Análisis de condiciones posfalla sin actuación del SPS .......................96. 5.2.1.2.. Análisis de condiciones posfalla con actuación del SPS ......................98. CAPÍTULO VI..................................................................................................... 100 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................................... 100 6.1.. ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS EN EL SNI ....................................... 100. 6.2. ANÁLISIS DE LA ACTUACIÓN DEL SPS ANTE CONTINGENCIAS CRÍTICAS EN EL SNI ..................................................................................... 102 CAPÍTULO VII.................................................................................................... 111 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................... 111 7.1.. CONCLUSIONES.................................................................................. 111. 7.2.. RECOMENDACIONES ......................................................................... 113. 8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................ 114 9. ANEXOS ...................................................................................................... 117 ANEXO I. SIMULACIÓN DINÁMICA DE LAS CONTINGENCIAS CRÍTICAS SIN LA ACTUACIÓN DEL SPS. ............................................................................ 117 ANEXO II. SIMULACIÓN DINÁMICA DE LAS CONTINGENCIAS CRÍTICAS CON LA ACTUACIÓN DEL SPS. ............................................................................ 131 ANEXO III. MATRIZ DE MITIGACIÓN DEL SPS ............................................ 145 ANEXO IV. TABLAS DE ACCIONES DE MITIGACIÓN DE LAS ESTRATEGIAS DEL SPS ......................................................................................................... 148 ANEXO V. DETERMINACIÓN DE LAS ECUACIONES DE MITIGACIÓN DEL SPS .............................................................................................................. 148 ANEXO VI. ANÁLISIS ANTES DE LA ACTUACIÓN DEL SPS EN EL SNI .... 148 ANEXO VII. ANÁLISIS DESPUÉS DE LA ACTUACIÓN DEL SPS EN EL SNI .... .............................................................................................................. 148 ORDEN DE EMPASTADO ................................................................................. 149. VIII.

(11) RESUMEN El ingreso de nuevas centrales de generación al Sistema Nacional Interconectado (SNI), la incorporación del nuevo sistema de transmisión de 500 kV, han modificado la topología y operación del sistema eléctrico ecuatoriano. Por este motivo, es necesario realizar un análisis de contingencias críticas y contrastar con las que están incluidas actualmente como estrategias del Sistema de Protección Sistémica (SPS), con la finalidad de establecer si es necesario su actualización, la exclusión o la inclusión de nuevas estrategias. En el presente trabajo se determinan las contingencias del SNI para el año 2017, mediante programación en PowerFactory se presenta una clasificación en orden descendente de las contingencias de acuerdo a la severidad, por medio del cálculo de índices de funcionamiento. Para aquellas que sean consideradas como críticas se realizan estudios en estado estable y dinámico para determinar si deben incluirse en la actualización o la creación de nuevas estrategias. Posteriormente, para cada contingencia analizada se presentan las acciones remediales mediante tablas, seguidamente, mediante regresión lineal, se obtienen los parámetros de ajuste de las estrategias. Finalmente, para la validación de los nuevos ajustes a considerarse en el SPS, mediante programación en PowerFactory se desarrolla una aplicación que simula la actuación de las estrategias de mitigación del SPS, de este modo se puede comprobar su comportamiento en el sistema antes de su puesta en servicio.. PALABRAS CLAVE: Bajos voltajes, contingencias críticas, estrategias de mitigación, sistemas de protección sistémicas, sobrecargas.. IX.

(12) ABSTRACT The installation and commissioning of new power plants into the National Interconnected System (SNI), the incorporation of the new 500 kV transmission system, has modified the topology and operation of the Ecuadorian electrical system. For this reason, it is necessary to develop an analysis of critical contingencies and contrast those that are currently included as strategies of the System Protection Scheme (SPS), to establish whether it is necessary to update, exclude or include new strategies. In this work the contingencies of the SNI will be determined for the year 2017, by programming in PowerFactory a classification will be presented in descending order of the contingencies according to their severity, by means of the calculation of operating indexes. For those that are considered critical, studies will be develop in a stable and dynamic state to determine if they should be included in the upgrade or the creation of new strategies. Subsequently, for each contingency analyzed, the remedial actions will be presented through tables, then via linear regression the adjustment parameters of the strategies will be obtained. Finally, for the validation of the new adjustments to be considered in the SPS, through programming in PowerFactory an application will be developed that simulates the performance of the mitigation strategies of the SPS. On this way, it will be possible to check its behavior in the system before putting it into service.. KEYWORDS: Low voltages, critical contingencies, mitigation strategies, systemic protection systems, overloads.. X.

(13) CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN En los últimos años se han presentado varios desafíos técnicos en la operación de los sistemas eléctricos de potencia (SEP), debido a nuevas políticas de planificación y la reducción en la inversión del fortalecimiento de la red. En el caso del sistema eléctrico ecuatoriano se han presentado cambios estructurales en su red de transmisión, dada la incorporación de la nueva red de 500 kV, además de la inclusión de nuevas centrales de generación, que han alterado los valores de flujo típicos presentados, lo que representa mayor riesgo a la operación y seguridad del sistema. Los sistemas de protección implementados en los sistemas de potencia están diseñados para proteger equipos o líneas, en un área inmediata o en zonas adyacentes al componente en falla. Sin embargo, el tamaño y la complejidad de la red eléctrica hacen que el sistema sea vulnerable y se encuentre sujeto a problemas tales como: colapsos, sobre/subfrecuencia, sobre/bajo voltaje, oscilaciones de potencia, entre otros. Los sistemas eléctricos de potencia en los últimos años han sido operados cerca de sus límites físicos. Por tanto, dadas estas condiciones, algunas perturbaciones pueden conducir a presentar eventos en cascada que conllevan a colapsos parciales o totales del sistema. Dado que el objetivo principal de un sistema de potencia es transmitir energía desde las centrales de generación hasta los usuarios, es necesario garantizar que los problemas presentados no afecten al servicio eléctrico. En tal sentido, se presenta la necesidad de llevar a cabo acciones de control que permitan al sistema encontrar un punto de operación más seguro [1]. Para este fin se requieren sistemas y análisis más sofisticados tales como los denominados Sistemas de Protección Especial (SPS por sus siglas en inglés). Los sistemas de protección especial también conocidos como Esquemas de Acción Remedial (RAS), Sistemas de Protección Sistémica o Esquemas de Protección Sistémicas, tienen la finalidad de detectar condiciones anormales del sistema y definir acciones correctivas previamente definidas, con el objetivo de preservar la integridad del sistema, y que éste encuentre un nuevo punto de operación seguro. El sistema eléctrico ecuatoriano debido a ciertas contingencias críticas se ha visto expuesto a eventos relevantes, que representaron grandes pérdidas económicas para el país. Por tal motivo CENACE, CELEC EP – TRANSELECTRIC y la empresa consultora Quanta 1.

(14) Technology realizaron estudios, para el diseño e implementación de un SPS, el cual entró en operación en 2015 y que consiste en mantener la confiabilidad del Sistema Nacional Interconectado (SNI), al detectar condiciones anormales predeterminadas del sistema eléctrico y tomar las correspondientes medidas de mitigación correctivas. El ingreso de la nueva red de transmisión de 500 kV, la incorporación de nuevas centrales de generación tales como: Coca Codo Sinclair, Sopladora, Minas San Francisco, Toachi Pilatón, entre otras modifican la topología de la red, y por tanto las condiciones de operación son diferentes, lo que implicaría la resolución de algunos de los problemas actuales y la aparición de nuevos. Debido al crecimiento de los sistemas de generación y transmisión, se deben realizar estudios periódicos que determinen las contingencias críticas del sistema, con la finalidad de actualizar las estrategias de mitigación vigentes implementadas en el SPS. De esta manera, en el presente trabajo se evaluarán las estrategias de mitigación implementadas actualmente en el SPS para el año horizonte 2017, así también se desarrollará su actualización y la propuesta de nuevas en caso de ser necesario. Por otro lado, se determinará un ranking de contingencias para cada uno de los elementos considerados en el análisis de contingencias.. 1.1. OBJETIVOS 1.1.1. OBJETIVO GENERAL •. Definir una metodología para evaluar y diseñar esquemas de protección sistémicas, con la finalidad de mejorar la condición operativa del sistema eléctrico ecuatoriano y realizar una aplicación mediante programación, para su modelación en la base de datos del SNI en DIgSILENT PowerFactory.. 1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS •. Identificar la mejor alternativa metodológica para la identificación de contingencias críticas en sistemas de potencia.. •. Definir acciones remediales con la finalidad de mejorar las condiciones operativas del SNI ante las contingencias críticas.. •. Sintonizar los parámetros de las estrategias de mitigación, a ser consideradas para la implementación en el SPS físico.. •. Desarrollar. una. herramienta. computacional. mediante. programación. en. PowerFactory para modelar los esquemas de protección sistémicas propuestos en la base de datos del SNI. 2.

(15) •. Proporcionar una herramienta para los ingenieros de operación, para que puedan verificar la efectividad del Sistema de Protección Sistémica (SPS).. 1.2. ALCANCE Seleccionar la mejor alternativa de la metodología que permita determinar las contingencias críticas del SNI para el año 2017, mediante la programación en DIgSILENT PowerFactory; así como, la presentación de una clasificación de acuerdo a la severidad de las fallas presentadas y consideradas como críticas. Para las contingencias críticas definidas se realizarán estudios operativos para la parametrización de los nuevos ajustes a ser considerados en el SPS y posteriormente para la validación de los ajustes propuestos, se desarrollará mediante programación en PowerFactory, una aplicación que modele la actuación del SPS, permitiendo comprobar su adecuada operación antes de su puesta en servicio. Los estudios operativos para la sintonización de ajuste del SPS, determinarán las acciones de mitigación para las contingencias criticas sin que existan violaciones de los límites de voltaje y/o cargabilidad de los elementos de transmisión, pérdida de estabilidad transitoria del sistema eléctrico ecuatoriano.. 1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO El crecimiento del parque generador del SNI, mediante el ingreso principalmente de las centrales Coca Codo Sinclair y Sopladora, la inclusión del sistema de transmisión de 500 kV; han modificado la operación del sistema eléctrico ecuatoriano, por tanto, es necesario la actualización de las estrategias de mitigación del SPS de acuerdo a los cambios a presentarse en el sistema eléctrico ecuatoriano. Debido a las modificaciones presentadas en el SNI, es necesario realizar un análisis de contingencias para determinar las contingencias críticas en el sistema y contrastarlas con las estrategias actualmente incorporadas en el SPS, con el fin de incluir o remover estrategias que reflejen las condiciones actuales del sistema eléctrico ecuatoriano. El desarrollo del proyecto de titulación se realizará en el software PowerFactory de DIgSILENT, dada su facilidad de manejo de simulación de sistemas de potencia en estado estable y dinámico, así como el uso de lenguajes de programación que permiten el desarrollo de aplicaciones útiles para estudios eléctricos. Adicionalmente, este programa es utilizado en la mayoría de las empresas del sector eléctrico en el Ecuador, lo que. 3.

(16) permitirá utilizar el programa a ejecutarse como herramienta de soporte en la operación del sistema eléctrico ecuatoriano. Por tanto, se considera conveniente modelar la operación del SPS en la base de datos del SNI en PowerFactory, para poder analizar el comportamiento del sistema ante la actuación de cualquiera de las estrategias implementadas actualmente en el SPS, lo que facilitará a los ingenieros de operación del sistema de transmisión, determinar cuándo será necesario realizar una sintonización a los parámetros de las acciones de mitigación. Además, permitirá probar mediante simulaciones los ajustes del SPS antes de su implementación física.. 4.

(17) CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO 2.1. ESTABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 2.1.1. DEFINICIÓN DE ESTABILIDAD El problema de la estabilidad ha sido reconocido desde los años 1920, como uno de los más importantes para la operación segura de los sistemas de potencia, reflejado en los apagones sucedidos la mayoría por inconvenientes de inestabilidad. El desarrollo y utilización de nuevas tecnologías en los sistemas de control, el desarrollo de los sistemas en cuanto a interconexiones, nuevas centrales y formas de generación de energía eléctrica y el aumento en la operación, han llevado al sistema a condiciones de operación insegura y de mucho estrés. Por ejemplo, se han convertido en una mayor preocupación los problemas de estabilidad de voltaje, estabilidad de frecuencia y problemas de oscilación entre áreas. Un mayor entendimiento de los diferentes tipos de estabilidad y la relación entre sí, es un factor fundamental para el diseño y condiciones de operación seguras del sistema [2]. Según [2], IEEE/CIGRE define a la estabilidad en sistema de potencia como: La capacidad de un sistema eléctrico, de permanecer en un estado de operación en equilibrio bajo condiciones normales de operación y retornar a un estado aceptable de equilibrio luego de ser sometido a una perturbación. Los sistemas de potencia son altamente no lineales, debido al cambio constante en las cargas, ya sea de pequeña o gran magnitud. Por este motivo, los sistemas deben adaptarse a este tipo de condiciones y operar de manera satisfactoria. Además suelen presentarse casos de cortocircuito en líneas de transmisión, o la salida de un generador grande, donde el sistema debe ser capaz de mantenerse en funcionamiento, inclusive si existe aislamiento de áreas falladas [3]. Un sistema eléctrico típico es un proceso multivariable, es decir su respuesta dinámica depende de la respuesta de los tiempos de los diversos dispositivos que los componen. Por lo tanto, la estabilidad es una condición de equilibrio entre varias fuerzas opuestas, que dependen de: la topología de la red, condiciones de operación y la magnitud de la perturbación. Las diferentes combinaciones entre éstas conllevan a diversas formas de inestabilidad [3].. 5.

(18) De acuerdo a [2], se tienen las siguientes consideraciones, para clasificar a la estabilidad en los sistemas de potencia: •. La naturaleza física del modo resultante de la inestabilidad.. •. La magnitud de la perturbación, lo que influye en el método de cálculo y la predicción de la estabilidad.. •. Los dispositivos, procesos y periodos de tiempo que deben ser considerados para la evaluación de la estabilidad.. De acuerdo a [2], la clasificación de la estabilidad en los sistemas eléctricos de potencia se muestra en la Figura 2.1.. Figura 2.1. Clasificación de la Estabilidad en Sistemas de Potencia [2] Existe una relación entre la estabilidad angular y de frecuencia, por este motivo gran parte de la literatura las clasifica en la misma categoría, esta agrupación se debe a que ambas variables se encuentran ligadas de acuerdo a la Ecuación (2.1) [3]. 𝔭𝑖. 𝜕𝛺𝑖 = 2𝜋𝑓 𝜕𝑡. Ecuación 2.1. Relación entre las variables de estabilidad angular y frecuencia Donde. 𝜕𝛺𝑖 𝜕𝑡. es la velocidad mecánica de cada máquina (Ωi en radianes o grados mecánicos),. 𝔭𝑖 el número de pares de polos correspondiente, y la frecuencia f en Hz [3].. 6.

(19) 2.1.2. CLASIFICACIÓN DE LA ESTABILIDAD 2.1.2.1.. Estabilidad de Ángulo de Rotor. Es la capacidad de la máquina sincrónica de mantener el sincronismo después de haber ocurrido perturbaciones en un sistema eléctrico de potencia. Para este efecto, se debe mantener o restaurar el equilibrio entre el torque electromagnético y torque mecánico de cada generador del sistema. La pérdida de estabilidad se ve reflejada en las oscilaciones angulares de generadores que conllevan a la pérdida del sincronismo con otros [2]. En estado estacionario, debe existir equilibrio entre el torque mecánico de entrada y el torque electromagnético de salida, donde ante una perturbación este equilibrio se rompe, provocando aceleraciones o desaceleraciones en los rotores de los generadores de acuerdo a las leyes de movimiento de cuerpos rotatorios. La posición angular relativa aumentará si un generador gira más rápido que otro, y dependiendo de la relación potenciaángulo, se transferirá carga de la máquina lenta hacia la rápida, de este modo se reduce la separación angular. Sin embargo, debido a que la relación potencia – ángulo es altamente no lineal, luego de un cierto limite la transferencia de carga es cada vez menor, por lo que la separación angular nuevamente es mayor. En resumen, la inestabilidad se produce cuando el sistema no puede absorber la energía cinética de la diferencia de velocidad de los rotores, provocando la pérdida de sincronismo de un generador con el resto del sistema, o entre un grupo de ellos [4], [5]. De acuerdo a [2], [3] la estabilidad angular se puede dividir en: 2.1.2.1.1.. Estabilidad de Pequeña Señal. También conocida como estabilidad oscilatoria, es la capacidad de mantener el sincronismo, ante eventos de perturbaciones leves, es decir, que no alteran la topología del sistema, y no afectan mayormente al correcto desempeño del sistema [3]. La inestabilidad suele presentarse de dos formas: por medio de oscilaciones de ángulo rotórico (debido a ausencia de suficiente torque amortiguador) y por medio de modos no oscilatorios o aperiódicos (ausencia de suficiente torque sincronizante) [3]. Los problemas de inestabilidad pueden ser locales o globales, en el primer caso constituye una parte del sistema, y se asocia a la oscilación de ángulo de rotor de una máquina frente al resto. Por otro lado, cuando el problema es global ocurre un intercambio de potencia entre un grupo de generadores y el resto del sistema, este caso se conoce como. 7.

(20) oscilaciones interárea. El tiempo de interés para este análisis de estabilidad ante perturbaciones pequeñas es de 10 a 20 segundos [3]. A su vez la estabilidad oscilatoria de pequeña señal puede clasificarse en inestabilidad oscilatoria y no oscilatoria, dividiéndose la primera en modos entre áreas, modos locales, modos entre máquinas, modos de control y modos de torsión [4]. 2.1.2.1.2.. Estabilidad Transitoria. Se refiere a la capacidad de mantener el sincronismo frente a grandes perturbaciones presentadas como un cortocircuito en la línea de transmisión. Como consecuencia, la respuesta del sistema para este tipo de perturbaciones implica grandes excursiones de los ángulos de los rotores de los generadores, la cual es influenciada por las relaciones no lineales entre potencia y ángulo [3], [5]. La inestabilidad se presenta por lo general debido a separación angular aperiódica (insuficiencia de torque sincronizante), manifestándose como la primera oscilación de inestabilidad. En grandes sistemas de potencia no se presenta al momento de la primera oscilación, sino que suele ocurrir por la superposición de oscilaciones locales e interárea [3]. El tiempo de interés de análisis de estabilidad transitoria, es de 3 a 5 segundos luego de ocurrida la falla. Sin embargo, puede extenderse de 10 a 20 segundos para sistemas en donde predominan las oscilaciones interárea [3].. 2.1.2.2.. Estabilidad de Voltaje. Se refiere a la capacidad del sistema de mantener el voltaje estable en todas las barras, después de una contingencia presentada. Esto depende de la adaptación para mantener o restaurar el equilibrio entre la generación y la carga. La inestabilidad puede apreciarse en la disminución o aumento progresiva de los algunos voltajes de barra [2]. La pérdida de carga en un área o el disparo de las líneas de transmisión pueden resultar una condición de inestabilidad de voltaje, debido a que puede conducir a interrupciones en cascada. Además, de estos resultados o de la operación fuera de los límites de las corrientes de campo de los generadores, también pueden conllevar a una pérdida de sincronismo [3]. Se conoce como Colapso de Voltaje, a aquel proceso por el cual una secuencia de eventos que acompañan la inestabilidad de voltaje conlleva a un blackout o voltajes bajos en partes importantes del sistema [3].. 8.

(21) Un problema que puede conducir a la inestabilidad es la caída de voltaje por las reactancias inductivas en las líneas de transmisión, debido a que limita la capacidad de transmisión y la transferencia de potencia manteniendo los niveles de voltaje dentro de sus límites. Estos valores pueden limitarse más cuando se violan los rangos establecidos de sobrecorriente de campo o armadura [3]. Para poder entender la inestabilidad de voltaje se supone una red simple constituida por dos barras, la cual consiste de una fuente constante de voltaje ̅̅̅ 𝐸𝑠 , que a través de una impedancia 𝑍𝐿𝑁 , alimenta una carga 𝑍𝐿𝐷 , que representa un alimentador radial simple, tal como se muestra en la Figura 2.2 [4].. Figura 2.2. Sistema radial para la demostración del fenómeno de voltaje [4] De acuerdo con la Figura 2.2 se define la corriente 𝐼 ̅ como: 𝐼̅ =. ̅̅̅ 𝐸𝑠 𝑍𝐿𝑁 + 𝑍𝐿𝐷. Ecuación 2.2. Determinación de la corriente de línea 𝐼 ̅ Donde las impedancias 𝑍𝐿𝑁 y 𝑍𝐿𝐷 , se muestran de la siguiente forma: 𝑍𝐿𝑁 = 𝑍𝐿𝑁 ∠𝜃 Ecuación 2.3. Forma polar de la impedancia de la línea 𝑍𝐿𝐷 = 𝑍𝐿𝐷 ∠∅ Ecuación 2.4. Forma polar de la impedancia de la carga Así mismo, la magnitud de la corriente está dada por: 𝐼=. 𝐸𝑠 √(𝑍𝐿𝑁 𝑐𝑜𝑠 𝜃 + 𝑍𝐿𝐷 𝑐𝑜𝑠 ∅)2 + (𝑍𝐿𝑁 𝑠𝑖𝑛 𝜃 + 𝑍𝐿𝐷 𝑠𝑖𝑛 ∅)2. Ecuación 2.5. Obtención de la magnitud de la corriente de línea I Esto puede ser expresado como: 𝐼=. 1 𝐸𝑠 √𝐹 𝑍𝐿𝑁. Ecuación 2.6. Forma reducida de la magnitud de la corriente de línea I 9.

(22) Donde: 𝑍𝐿𝐷 2 𝑍𝐿𝐷 𝐹 =1+( ) + 2( ) 𝑐𝑜𝑠(𝜃 − ∅) 𝑍𝐿𝑁 𝑍𝐿𝑁 Ecuación 2.7. Operaciones trigonométricas y matemáticas en expresión F La magnitud del voltaje en el extremo receptor se presenta como: 𝑉𝑅 = 𝑍𝐿𝐷 . 𝐼 Ecuación 2.8. Magnitud de voltaje en el extremo receptor 𝑉𝑅 𝑉𝑅 =. 𝑍𝐿𝐷 𝐸𝑠 √𝐹 𝑍𝐿𝑁. Ecuación 2.9. Magnitud de voltaje VR expresado en función de la corriente I La potencia suministrada a la carga está dada por: 𝑃𝑅 = 𝑉𝑅 𝐼 𝑐𝑜𝑠 ∅ Ecuación 2.10. Magnitud de la potencia activa suministrada a la carga En la Figura 2.3 se muestran las gráficas de 𝐼, 𝑉𝑅 y 𝑃𝑅 en función de 𝑍𝐿𝑁 /𝑍𝐿𝐷 , para el caso de 𝑡𝑎𝑛 𝜃 = 10 y 𝑐𝑜𝑠 ∅ = 0.95. Para que los resultados sean aplicables para cualquier valor de 𝑍𝐿𝑁 , los valores de 𝐼, 𝑉𝑅 𝑦 𝑃𝑅 son aproximadamente normalizados [4].. Figura 2.3. Voltaje, corriente y potencia en el extremo de recepción como función de la 𝐸 demanda de la carga (𝐼𝑠𝑐 = 𝑍 𝑠 , 𝑐𝑜𝑠 ∅ = 0.95 𝑎𝑡𝑟𝑎𝑠𝑜, 𝑡𝑎𝑛 𝜃 = 10) [4] 𝐿𝑁. De acuerdo a la Figura 2.3. se puede observar que en condiciones de operación critica corresponde la potencia máxima, es decir representa el límite de operación satisfactoria. Para mayores valores de demanda de carga, el control de potencia por variaciones de. 10.

(23) carga puede resultar inestable. Así también, el voltaje disminuirá progresivamente y el sistema se hará inestable dependiendo de las características de carga [4]. Según [2], la estabilidad de voltaje también puede dividirse en las siguientes categorías: 2.1.2.2.1.. Estabilidad de Voltaje ante pequeña perturbación. Se refiere a la capacidad del sistema de mantener condiciones aceptables de voltajes de barra ante perturbaciones pequeñas, tales como un cambio incremental en la carga. Las características de las cargas, los controles continuos y discretos en un tiempo establecido, han influenciado de forma directa en la estabilidad de voltaje [3]. El concepto de estabilidad de voltaje es muy importante para determinar cómo responderá el voltaje del sistema en cualquier instante ante perturbaciones pequeñas. Con algunas supuestos el sistema de ecuaciones puede ser linealizado, con la finalidad de obtener información útil que permitan identificar los factores que influyen en la estabilidad. No obstante, esta linealización no toma en cuenta efectos no lineales, como el control de tap de un transformador con derivación. Por lo tanto, para los estudios eléctricos se debe realizar una combinación de análisis lineales y no lineales [3]. 2.1.2.2.2.. Estabilidad de Voltaje ante gran perturbación. Este tipo de estabilidad se refiere a la capacidad del sistema de mantener condiciones aceptables de voltaje ante una gran perturbación, la cual puede ser de un cortocircuito, contingencias o pérdida de generación. Esta directamente influenciada por: las características de las cargas de sistema, los controles continuos y discretos en un tiempo dado y sus interacciones con las protecciones [3]. Para comprender este tipo de estabilidad, se requiere de un análisis de respuesta no lineal del sistema en un tiempo establecido, para capturar el comportamiento y las interacciones de dispositivos tales como: motores, transformadores (con cambiadores bajo carga), generadores (con limitadores de corriente de campo) [3]. El tiempo de interés para el análisis de problemas de voltaje, varia en el orden de los pocos segundos a varios minutos. Por este motivo, estos fenómenos se los puede identificar como de corto y largo plazo [3].. 2.1.2.3.. Estabilidad de Frecuencia. La estabilidad de frecuencia se refiere a la capacidad del sistema para mantener la frecuencia constante, o dentro de sus límites de operación ante una perturbación severa, lo que causa el desequilibrio o desbalance entre generación y carga. Cuando el sistema es 11.

(24) sometido a perturbaciones grandes se presenta inestabilidad por la forma oscilatoria de la frecuencia,. provocando. disparo. de carga y/o. generación.. Para los. sistemas. interconectados muy grandes estos problemas suelen asociarse a respuestas inadecuadas del equipo, deficiente coordinación de equipo de protección y control, además de una reserva insuficiente de generación [6]. La estabilidad de frecuencia puede identificarse como un fenómeno a corto o largo plazo, debido a sus características y dispositivos que se activan, ya que van desde las fracciones de segundos (esquema de alivio de carga por baja frecuencia), o hasta varios minutos (respuesta de dispositivos como una turbina y reguladores de voltaje de carga). Se presentan cambios significativos de voltaje, como consecuencia de las variaciones de frecuencia, además del desbalance presentado entre la generación y la carga [6].. 2.1.3. EL PROBLEMA DE ESTABILIDAD TRANSITORIA Los sistemas de potencia poseen características dinámicas de gran complejidad, por este motivo y dada la necesidad de satisfacer la demanda eléctrica con estándares de calidad, se exige que los sistemas de potencia operen adecuadamente ante una perturbación presentada, específicamente se pretende que el sistema mantenga la estabilidad ante eventos de contingencias experimentadas [2]. La estabilidad transitoria, es la capacidad de mantener el sincronismo cuando el sistema es sometido a una perturbación. La respuesta del sistema es caracterizada por la relación no lineal entre la potencia generada y el ángulo de carga, así mismo, por grandes variaciones angulares de las unidades generadoras. Se mantiene el sincronismo, si la separación angular de las maquinas se mantienen bajo ciertos límites. De este modo, la estabilidad transitoria depende tanto de las condiciones iniciales como de la gravedad de la perturbación presentada [2], [7]. La inestabilidad de los sistemas de potencia son la principal causa de los apagones (blackouts), donde sus principales causas y consecuencias muestran la importancia de este fenómeno. Por este motivo, la estabilidad transitoria es uno de los problemas principales en la mayor parte de los sistemas de potencia [7]. Estos hechos han motivado la necesidad de obtener el análisis dinámico en tiempo real, más conocido como la Evaluación de la Seguridad Dinámica en Tiempo Real. Este análisis consiste. en. un. sistema. integrado. de. sistemas. de. monitoreo,. herramientas. computacionales, redes de comunicación, además de la intervención humana, cuya finalidad es detectar condiciones anormales en el sistema y tomar acciones preventivas y/o correctivas para su correcto funcionamiento [7]. 12.

(25) 2.1.4. ESTADOS DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE POTENCIA El análisis de los estados de operación de un sistema de potencia es un aspecto muy importante a tomar en cuenta, debido a que, dependiendo de su punto de operación, se establecerá la respectiva acción de control para mantener la estabilidad en el sistema eléctrico. En la Figura 2.4. se muestra una descripción más detallada de los diagramas de estado del sistema. Para la toma de decisiones relacionada con seguridad, es de vital importancia la clasificación y la base conceptual de los estados de operación del sistema. Esta base se sustenta en que en estado de operación normal es aceptable y el cualquier otro estado es inaceptable, la transición entre estados se debe a dos causas: por una acción de contingencia o por una acción de control ya sea preventiva o correctiva [7]. A continuación, se describen los estados mencionados en los cuales se puede encontrar operando un sistema eléctrico de potencia [4].. 2.1.4.1.. Estado Normal. El sistema opera bajo limites admisibles de frecuencia y voltaje, además todas las cargas se encuentran conectadas al sistema. Ningún elemento del sistema se encuentra sobrecargado ya sea: línea de transmisión, generador, etc. No hay ninguna condición de emergencia inminente. En este estado el sistema es capaz de soportar contingencias N-1. Por otro lado, el sistema eléctrico satisface condiciones de demanda de potencia y energía que requieren las empresas distribuidoras [7], [8].. 2.1.4.2.. Estado de Alerta. Es similar al estado normal, sin embargo, los valores de voltaje y frecuencia han caído por debajo de sus límites. Se suministran a todas las cargas, no existe sobrecarga. Por lo general, suele presentarse luego de una contingencia simple en el sistema. Además, se puede considerar en estado de alerta cuando a causa de condiciones climáticas adversas existe el riesgo de una perturbación. Si la contingencia es muy critica el estado resultante puede ser estado in extremis [7].. 2.1.4.3.. Estado de emergencia. En este estado ya se producen violaciones de los límites de voltaje y frecuencia, se producen sobrecargas en elementos del sistema y se han perdido o están por perderse cargas. Se puede regresar del estado de emergencia al estado de alerta mediante acciones de control tales como: desconexión de generación, desconexión de carga, control de excitación, despeje de fallas, entre otras [7], [8].. 13.

(26) 2.1.4.4.. Estado In Extremis. Por lo general, se llega a este estado cuando no se aplican acciones de control, o estas no son lo suficientemente efectivas para resolver el problema. Las consecuencias en este estado es la salida de servicio en cascada de elementos del sistema, además se pueden presentar posibles colapsos parciales o totales. Por este motivo, con la finalidad de evitar el colapso total se aplican acciones de control tales como: separación controlada del sistema en islas y desconexión de carga [7].. 2.1.4.5.. Estado Restaurativo. Después de haber superado el estado de emergencia, el sistema entra en estado de restauración, donde los elementos empiezan a reconectarse y regresan a estado normal o estado de alerta, dependiendo las condiciones que se encuentre el sistema [7].. Figura 2.4. Estados de Operación y Transición de un Sistema de Potencia [7]. 2.2. EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE ECUADOR 2.2.1. ESTRUCTURA ACTUAL Según [9], el Sistema Nacional Interconectado (SNI) se define como la integración de elementos del sistema eléctrico conectados entre sí, con la finalidad de transportar la. 14.

(27) energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros de consumo, hasta llegar a suministrar de electricidad al usuario final. A continuación, se presenta un resumen de la estructuración actual del sistema eléctrico ecuatoriano y sus condiciones actuales y futuras de operación.. 2.2.1.1.. Centrales de Generación. La generación de energía eléctrica depende de varias fuentes, tales como renovables las cuales comprenden las centrales hidroeléctricas, eólicas, fotovoltaicas, termoeléctricas con biomasa y biogás, así también las no renovales las cuales son las de turbogás, turbovapor y motores de combustión interna (MCI) [10]. 2.2.1.1.1.. Potencia nominal y efectiva a nivel nacional. A nivel nacional para el 2016, se registraron 8226.42 MW de potencia nominal y 7606.88 MW de potencia efectiva, por los generadores, autogeneradores y distribuidores de generación. En la Tabla 2.1. se presentan las centrales que ingresaron en operación en el 2016, siendo las más relevantes las centrales Coca Codo Sinclair de 1500 MW y la central Sopladora de 487 MW. Así también, en la Tabla 2.2. se presenta la potencia nominal y efectiva para cada tipo de fuente de energía [10]. Tabla 2.1. Centrales que entraron en operación en el 2016 [10] Tipo de Empresa. Empresa. Central. Tipo Central. Sistema. Potencia Nominal [MW]. Potencia Efectiva [MW]. Coca Codo Sinclair. Hidráulica. SNI. 1500. 1476. Sopladora. Hidráulica. SNI. 487. 486.99. Baba. Hidráulica. SNI. 42.20. 42. Generadora. CELEC-Coca Codo Sinclair CELECHidropaute CELECHidronación Ecuagesa Hidrovictoria Hidrotambo CELECHidroazogues Gasgreen. Topo Victoria Hidrotambo Central Alazán El Inga. Hidráulica Hidráulica Hidráulica. SNI SNI SNI. 28.05 10.32 8. 27 10 8. Hidráulica. SNI. 6.23. 6.23. Biogás. SNI. 2 2083.80. 1.76 2057.98. Baltra Solar. Fotovoltaica. No Incorporado. 0.07. 0.07. 0.07. 0.07. 6.30. 5.04. 3.51. 2.64. 9.81. 7.68. Total Generadora Distribuidora. E.E. Galápagos. Total Distribuidora EPF- Pad L. Térmica. Vinita. Térmica. Autogeneradora Petroamazonas Total Autogeneradora 15. No Incorporado No Incorporado.

(28) Total. 2093.68 Tabla 2.2. Potencia nominal y efectiva por cada tipo de fuente [10] Tipo Fuente. Tipo de Central. Hidráulica Térmica Biomasa Renovable Fotovoltaica Eólica Térmica Biogás Total Renovable No Renovable. Térmica. Tipo de Unidad Hidráulica Turbovapor Fotovoltaica Eólica MCI MCI Turbogás Turbovapor. Total No Renovable Total 2.2.1.1.2.. Potencia Nominal [MW] 4446.36 144.30 26.48 21.15 2.0 4640.29 2005.43 1118.85 461.87 3586.14 8226.42. 2065.73. Potencia Efectiva [MW] 4418.18 136.40 25.59 21.15 1.76 4603.07 1611.63 969.43 422.74 3003.80 7606.88. Potencia efectiva de centrales por provincia. En la Figura 2.5. se muestran los valores de potencia efectiva clasificados por provincia, donde se puede apreciar que la mayor concentración de potencia se encuentra en Azuay, Napo y Guayas, predominando energía renovable en las dos primeras, mientras que en Guayas sobresale la generación no renovable tipo térmica. Así también, la provincia de Napo posee 1537.70 MW correspondientes a la central Coca Codo Sinclair, dado que las instalaciones se encuentran ubicadas en los límites de Napo y Sucumbíos [10].. 16.

(29) Figura 2.5. Potencia efectiva a nivel de provincia en el Ecuador [10] 2.2.1.1.3.. Consumo de Combustibles al 2016. El consumo de combustible de las centrales térmicas esta dado en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), donde para el año 2016 el consumo total fue de 2855183.63 (TEP). En el Ecuador las centrales de generación térmica consumen principalmente para su funcionamiento combustibles fósiles tales como: diésel, gas natural, fuel oil, gas licuado de petróleo (GLP), residuos, crudo y nafta, adicionalmente bagazo de caña y biogás. En la Tabla 2.3. se presenta con mayor detalle el consumo de combustible por central térmica [11]. Tabla 2.3. Consumo de combustibles en centrales térmicas para el 2016 [11] Tipo de Energía. Tipo de Central. Subtipo de Central. Energía Bruta (GWh). Fuel oil (TEP). Diesel (TEP). Gas Natural (TEP). Bagazo (TEP). Térmica 6301 443504.86 296886.61 149229.23 MCI No Térmica Térmica 2762.20 11922.96 314420.92 412546.31 Renovable Turbogás Térmica 1804.7 395598.7 541.09 21438.20 Turbovapor Térmica Biomasa 476.52 280788.24 Turbovapor Renovable Térmica Biogás 12.88 MCI Total 2016 11357.31 851026.51 611848.61 583213.73 280788.24 Tipo de Tipo de Subtipo de Residuo GLP Biogás Nafta Total (TEP) Energía Central Central (TEP) (GWh) (TEP) (TEP) Térmica 163726.4 18379.64 0.02 1407346.68 MCI No Térmica Térmica 738890.18 Renovable Turbogás Térmica 423693.04 Turbovapor Térmica Biomasa 280788.24 Turbovapor Renovable Térmica Biogás 4465.49 4478.37 MCI Total 2016 163726.4 18379.64 4465.49 0.02 2855183.63. 2.2.1.2.. Sistema Nacional de Transmisión. El ingreso de la operación de algunos proyectos hidroeléctricos emblemáticos, ha modificado en gran medida la topología del sistema de transmisión, donde además del anillo troncal de 230 kV, se ha formado otros anillos en las zonas de Guayaquil y Quito, mejorando de este modo la confiabilidad y seguridad operativa del sistema [12].. 17.

(30) La central Coca Codo Sinclair, se conecta al sistema por las subestaciones San Rafael y El Inga, por medio de dos líneas de 120 km cada una. El Sistema Nacional de Transmisión (SNT) está constituido actualmente con líneas de transmisión operando a niveles de voltaje de: 500, 230 y 138 kV. Además, las líneas y subestaciones que componen el anillo de 230 kV y las líneas que operan a 500 kV, conforman el sistema troncal de transmisión [12]. A nivel de 230 kV existen 1593 km de líneas de doble circuito y 975 km de líneas de simple circuito. Por otro lado, a nivel de 138 kV, se tiene 791 km de líneas de doble circuito, que se emplean por lo general para integrar el sistema troncal de transmisión a las centrales de generación o los centros de distribución [11]. Así mismo, existen interconexiones internacionales a nivel de 230 kV las cuales se detallan a continuación: •. Con Colombia: dos líneas de transmisión de doble circuito de 426 km de longitud, que conectan las subestaciones de Jamondino con Pomasqui, con una capacidad de hasta 500 MW [11].. •. Con Perú: una línea de transmisión de 103 km de longitud, que conecta la subestación Zorritos de Perú con la subestación Machala en Ecuador, puede transportar hasta 100 MW [11].. En la Tabla 2.4. se presenta con mayor detalle las líneas de transmisión y subtransmisión presentes para el año 2016 en el sistema eléctrico ecuatoriano. Tabla 2.4. Líneas de Transmisión y Subtransmisión [11] Tipo Empresa. Voltaje [kV]. Generador. 230 138 69 22.8 13.8. Total Generador 69 46 34.5 22 13.2 230 6.3 Total Autogenerador Transmisor. 500 230 18. Longitud [km] Simple Circuito Doble Circuito 5.7 2.51 88.05 57.08 100.26 41 0.4 10 204.41 100.58 259.75 29.19 248.3 1.4 22.66 5.2 18.87 3.75 587.72 1.4 263.8 1390.22 1526.91.

(31) 138. 1715.36 3369.38 50.44 4528.66 175.22 44.56 54.71 8.15 12 4873.75 9035.25. Total Transmisor Distribuidor. Distribuidor. 138 69 46 34.5 22 13.8 13.2. Total Distribuidor Total. 502.47 2029.38 84.42 58.28 36.26 178.96 3210.33. En la Figura 2.6. se muestra un gráfico de la composición del sistema nacional de transmisión, donde se muestra con mayores detalles la estructuración de las líneas de transmisión en el SNI [12].. Figura 2.6. Composición y longitud de las líneas de transmisión del SNT [12]. 2.2.1.3.. Subestaciones. Según [12],actualmente en el sistema de transmisión existen 50 subestaciones, las cuales se pueden clasificarse de acuerdo a las características del transformador instalado, tal como se muestra a continuación: •. 2 subestaciones con patios de 500 y 230 kV.. •. 2 subestaciones con patios de 230 kV.. •. 7 subestaciones con patios de 230, 138 y 69 kV.. •. 5 subestaciones con patios de 230 y 138 kV.. •. 5 subestaciones con patios de 230 y 69 kV.. •. 2 subestaciones con patios de 138 kV.. •. 23 subestaciones con patios de 138 y 69 kV.. •. 4 subestaciones con patios de 138 kV y 22 o 13.8 kV. 19.

(32) Adicionalmente, CELEC EP TRANSLECTRIC dispone de tres equipos móviles de transformación de 138/69 kV y uno de 230/69 kV, los cuales permitirán de forma temporal alimentar del servicio a empresas eléctricas de distribución. Los patios de maniobras de maniobras de las subestaciones de 500 y 230 kV presentan un sistema de doble barra con la finalidad de tener una alta confiabilidad y capacidad de maniobra. Para niveles de voltaje de 138 y 69 kV, el equipo de maniobra por lo general se conecta en un sistema de barra principal y de transferencia, el cual es flexible ya que permite realizar mantenimiento en bahías sin la necesidad de la suspensión del servicio [12]. La mayoría de los equipos de maniobra poseen aislamiento tipo convencional, sin embargo, algunas subestaciones tienen aislamiento en SF6. De acuerdo al sistema de enfriamiento de los transformadores, la capacidad de las subestaciones del SNT es la siguiente [12]: •. Transformadores con enfriamiento natural de aire (OA).. •. Transformadores con enfriamiento por aire forzado (OA/FA).. •. Transformadores con enfriamiento por aire y aceite forzado (OA/FA/FOA).. 2.2.1.4.. Compensación de Potencia Reactiva. Con la finalidad de regular los voltajes de las barras del SNT, en algunas subestaciones del sistema se tienen bancos de condensadores para compensación capacitiva y bancos de reactores para compensación reactiva. En la Tabla 2.5 se presenta la compensación capacitiva, mientras que en la Tabla 2.6. se muestra la compensación inductiva instalada en el sistema nacional de transmisión (SNT) [12]. Tabla 2.5. Compensación capacitiva instalada en el SNT [12] Subestación Santa Rosa Santa Elena Loja Policentro Machala Milagro Tulcán Ibarra Portoviejo Pascuales Pascuales Esmeraldas Caraguay Dos Cerritos Las Esclusas. Voltaje [kV]. Bancos No.. 138 69 69 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 69 69 138 69 69 69 138. 3 1 1 2 1 1 1 2 3 2 2 2 2 2 1 20. Capacidad Unitaria [MVAr] 27 12 12 6 6 18 3 6 12 12 60 12 12 12 30. Capacidad Total [MVAr] 81 12 12 12 6 18 3 12 36 24 120 24 24 24 30.

(33) Nueva Prosperina Posorja Total:. 69 69. 1 2 29. 12 6. 12 12 462. Tabla 2.6. Compensación inductiva instalada en el SNT [12] Subestación. Voltaje [kV]. Pascuales Molino Santa Rosa Quevedo Santo Domingo Totoras Riobamba Pomasqui Total:. 2.2.1.5.. 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 230. Reactores No. 2 2 2 1 1 1 1 1 11. Capacidad Unitaria [MVAr] 10 10 10 10 10 10 10 25. Capacidad Total [MVAr] 20 20 20 10 10 10 10 25 125. Distribuidoras. El sistema de distribución actual posee: 96040 km de media tensión, 91902 km de redes de baja tensión, 302661 transformadores de distribución, cuya capacidad instalada es de 11274 MVA y 4907495 medidores de energía [12]. En la Tabla 2.7 se muestra con mayor detalle la infraestructura de media tensión. Tabla 2.7. Infraestructura para líneas de medio voltaje por distribuidora a diciembre de 2016 [12] Empresa. CNEL EP. Empresas Eléctricas. Denominación U.N. Bolívar U.N. El Oro U.N. Esmeraldas U.N. Guayaquil U.N. Guayas Los Ríos U.N. Los Ríos U.N. Manabí U.N. Milagro U.N. Santa Elena U.N. Santo Domingo U.N. Sucumbíos E.E. Ambato E.E. Azogues E.E. Centro Sur. Líneas de Medio Voltaje [km] 3219.94 4849.89. Líneas de Bajo Voltaje [km] 2904.45 7552.84. 5265 14716. Capacidad Transf. MVA 72.29 581.31. 4150.94. 2423.18. 8768. 273.84. 125411. 2414.84. 3094.30. 35136. 2353.76. 683191. 7436.01. 4640.48. 27344. 1011.39. 321834. 3164.25 7185.29 3667.88. 1805.72 5191.51 1797.38. 9233 24804 10650. 281.4 662.32 283.08. 121421 289403 139957. 2057.73. 3423.38. 7606. 305.17. 116238. 8559.29. 4995.63. 20621. 397.49. 217963. 4689.65. 4178.26. 8712. 218.98. 93347. 4908.24 769.27 9129.57. 6666.56 1320.75 11386.76. 13642 1881 21557. 351.98 47.53 674.79. 259545 36315 371122. 21. No. Transf.. No. Medidores 61493 242107.

(34) E.E. Cotopaxi E.E. Galápagos E.E. Norte E.E. Quito E.E. Riobamba E.E. Sur TOTAL. 3873.45 268.52 5653.16 8415.43 3914.38 7712.65 96040.35. 5211.08 207.28 5950.30 9636.23 4815.99 4700.80 91902.90. 8348 854 15477 38570 12305 16655 302144. 227.11 28.97 412.88 2553 243.82 293.1 11274.20. 134287 11221 234463 1084770 168343 195064 4907495. 2.2.2. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.2.2.1.. Expansión de la Generación. 2.2.2.1.1.. Centrales Recientemente Incorporadas. En la Tabla 2.8 se muestra las centrales de generación incorporadas en el año 2016. Tabla 2.8. Centrales de generación incorporadas en 2016 [12]. Coca Codo Sinclair Paute Sopladora Topo Victoria San José del Tambo MazarDudas: Alazán EPF-Pad L Vinita El Inga I Baltra Solar. 2.2.2.1.2.. Pública o Privada. Tipo. Potencia nominal [MW]. Potencia efectiva [MW]. Pública. Hidroeléctrico. 1500. 1476. Pública. Hidroeléctrico. 487. 486.99. Privada. Hidroeléctrico. 28.05. 27. Pública. Hidroeléctrico. 10.32. 10. Privada. Hidroeléctrico. 8. 8. CELEC EP Hidroazogues. Pública. Hidroeléctrico. 6.23. 6.23. Petroamazonas Petroamazonas Gasgreen S.A. E.E. Galápagos. Pública Pública Privada Pública. 6.30 3.51 2 0.07 2.051. 5.04 2.64 1.76 0.07 2.024. Empresa / Institución. Central. CELEC EP – Coca Codo Sinclair CELEC EP Hidropaute Pemaf Cía. Ltda. Hidrovictoria S.A. Hidrotambo S.A.. Térmica Térmica Biogás Solar TOTAL. Proyectos en Construcción. Para diciembre de 2016, los proyectos mostrados en la Tabla 2.9 se encuentran en etapa de construcción. A continuación, se detalla cada uno de ellos. Tabla 2.9. Proyectos de generación en fase de construcción [12] Central. Empresa / Institución. Pública o Privada 22. Tipo. Potencia [MW]. Energía media [GWh/año].

(35) Toachi Pilatón Sarapullo 49 MW Alluriquín 205.4 MW El Inga II Machala Gas Tercera Unidad Minas – San Francisco Chorrillos Delsitanisagua Mazar Dudas: San Antonio Palmira Nanegal San José de Minas Machala Gas Ciclo Combinado Due Río Verde Chico Quijos Sigchos Pusuno Sabanilla Normandía SUBTOTAL. 2.2.2.2.. CELEC EP Hidrotoapi CELEC EP Hidrotoapi CELEC EP Hidrotoapi Gas Green S.A. CELEC EP – Termogas Machala CELEC EP Enerjubones CELEC EP Gensur CELEC EP Gensur CELEC EP Hidroazogues Hidroequinoccio EP San José de Minas S.A. CELEC EP – Termogas Machala Hidroalto Generación de Energía S.A. Hidrosierra S.A. CELEC EP – Coca Codo Sinclair Hidrosigchos C.A. Elitenergy S.A. Hidrelgen S.A. Hidrowarm S.A.. Pública. Hidroeléctrico. 254.4. 1120. Pública. Hidroeléctrico. 254.4. 1120. Pública. Hidroeléctrico. 254.4. 1120. Privada. Biogás. 3. 23. Pública. Termoeléctrico. 77. 510. Pública. Hidroeléctrico. 275. 1291. Pública. Hidroeléctrico. 4. 23. Pública. Hidroeléctrico. 180. 1411. Pública. Hidroeléctrico. 7.2. 45. Pública. Hidroeléctrico. 10. 77. Privada. Hidroeléctrico. 6. 37. Pública. Termoeléctrico. 110. 720. Privada. Hidroeléctrico. 49.7. 421. Privada. Hidroeléctrico. 10.2. 83. Pública. Hidroeléctrico. 50. 355. Privada. Hidroeléctrico. 18.6. 126. Privada Privada Privada. Hidroeléctrico Hidroeléctrico Hidroeléctrico. 39.5 30 48.2 1173. 217 194 351 7004. Expansión de la Transmisión. Con el ingreso en el 2016 de Coca Codo Sinclair (1500 MW), Sopladora (487 MW), fortaleció la red troncal del SNT, lo que provocó la reducción de la generación térmica principalmente en la Zona Guayaquil, además significo grandes cambios operativos en el sistema [12]. Así mismo, se previó en estudios de expansión anteriores, la construcción de una red de 500 kV que conecte los principales centros de consumos de Ecuador, como son Guayaquil y Quito con el proyecto de generación Coca Codo Sinclair. 23.

(36) Adicionalmente, se ha considerado la entrada en operación de grandes obras de transmisión que permitirán conectar al sistema de transmisión troncal con los nuevos proyectos de generación, con la finalidad de fortalecer la red de transmisión y abastecer la demanda durante los próximos cuatro años [12]. 2.2.2.2.1.. Proyectos de Transmisión en ejecución para el sistema de 500 kV. El sistema de 500 kV, que actualmente se está construyendo comprende la ampliación de la subestación El Inga, la construcción de las subestaciones Chorrillos y Tisaleo, las cuales se conectaran a través de una línea de transmisión de 500 kV, de simple circuito. Específicamente, las obras que se encuentran en construcción consisten en [12]: •. 2 subestaciones de 500/230 kV (Tisaleo y Chorrillos, con capacidad de transformación de 900 y 450 MVA, respectivamente.. •. 2 tramos de líneas de transmisión de 500 kV (El Inga – Tisaleo de 150 km y Tisaleo – Chorrillos de 230 km), simple circuito, con haz de 3 conductores ACAR 1200 MCM por fase.. •. 1 equipo de regulación de voltaje (SVC) de 230 kV, en la subestación Chorrillos.. Así mismo, se ha considerado la interconexión de las subestaciones de 500 kV, con el sistema de transmisión troncal de 230 kV, los cuales se detallan a continuación [12]: •. Interconexión a 230 kV, de Tisaleo – Totoras, mediante una línea de transmisión de doble circuito, 13 km de longitud, con un haz de 2 conductores ACAR 750 MCM por fase.. •. Interconexión a 230 kV, de Chorrillos – Pascuales, mediante dos líneas de transmisión de doble circuito, de 10 km de longitud, con un haz de 2 conductores ACAR 120 MCM por fase.. 2.3. SISTEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICA (SPS) 2.3.1. DEFINICIÓN DEL SPS 2.3.1.1.. Antecedentes.. En principio los sistemas eléctricos de potencia fueron creados con autosuficiencia, con la finalidad de mantener el balance entre generación y carga, así mismo las perturbaciones presentadas no significaban grandes problemas para la integridad del sistema. Sin embargo, los sistemas de potencia han crecido y los problemas son cada vez más complejos para la satisfacción de la demanda eléctrica. Por estos motivos, en la operación. 24.

(37) normal del sistema se evalúa mediante análisis de estabilidad angular, de frecuencia y de voltaje [13]. Soluciones Básicas: Relés de baja frecuencia y Relés de bajo voltaje. En resumen el ámbito de acción de las perturbaciones debe ser global y no local, es decir los sistemas de protección deben conocer el comportamiento global del sistema, para poder ejecutar acciones de mitigación globales [13]. El SPS de acuerdo a [14], se define como un sistema de protección automático, conformado por elementos de protección, control y redes de comunicación, que ante la ocurrencia de eventos predefinidos, se ejecutan acciones de mitigación compuestas por: disparo de generación y deslastre de carga, con la finalidad de preservar la integridad y evitar la pérdida de estabilidad del sistema.. 2.3.2. CRITERIOS DE DISEÑO DE LOS SPS Para el diseño de los esquemas de protección sistémicas, de acuerdo a [13] se toman los siguientes criterios: •. Confiabilidad. •. Disponibilidad. •. Seguridad. •. Selectividad. •. Robustez. •. Impacto en la Operación. 2.3.3. ARQUITECTURA DE LOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN SISTÉMICAS EN EL SNI El SPS actual fue diseñado con la finalidad de prevenir la pérdida de estabilidad en el sistema eléctrico ecuatoriano ante contingencias dobles en el anillo de la red troncal de 230 kV, por lo que es primordial evitar la actuación del Esquema de Separación de Áreas (ESA) de la interconexión entre Ecuador y Colombia [14]. Una vez ocurrida la contingencia y actúa el SPS el tiempo de ejecución de las acciones de mitigación debe ser menor al tiempo crítico establecido, es decir menor al de la pérdida de estabilidad del sistema y actuación del ESA. Así también para la definición del tiempo crítico de actuación del SPS en el sistema eléctrico ecuatoriano, se ha determinado en aproximadamente 200 ms. Este valor se determina en base a [15]: •. Tiempo de actuación de la protección del elemento una vez ocurrida la falla. 25.