ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
CRITERIOS TÉCNICOS PARA AJUSTAR REGISTRADORES
AUTOMÁTICOS DE PERTURBACIONES EN EL SISTEMA
NACIONAL
INTERCONECTADO
APLICADO
A
LA
SUBESTACIÓN MOLINO.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
EDGAR VINICIO ANDRADE CULLISPUMA
DIRECTOR: ING. LUIS TAPIA
DECLARACIÓN
Yo EDGAR VINICIO ANDRADE CULLISPUMA, 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.
______________________ EDGAR ANDRADE C.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor EDGAR VINICIO ANDRADE CULLISPUMA, bajo mi supervisión.
________________________ ING. LUIS TAPIA
AGRADECIMIENTOS
Agradezco de manera especial a todas las personas que aportaron durante el transcurso de mis estudios profesionales, quienes con sus palabras de aliento, motivación y sabiduría no dudaron en dedicarme su valioso tiempo.
Quiero agradecer de manera especial a mis padres y hermanos quienes derrocharon comprensión, esfuerzo, cariño y su apoyo incondicional.
Expreso también mi gratitud al departamento de Operación de Transelectric por la oportunidad brindada para el desarrollo y culminación del presente trabajo.
El reconocimiento al Ing. Luis Tapia por su apoyo recibido y dirección acertada.
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a mis padres y hermanos, por el
esfuerzo para mi desarrollo personal y académico.
RESUMEN
El presente proyecto de titulación presenta los criterios técnicos para ajustar registradores automáticos de perturbaciones, considerando las formas de activación y el funcionamiento de estos equipos.
Capítulo 1 Introducción.
En este capítulo se describe la importancia del uso apropiado de los registradores de perturbaciones, también se presenta los objetivos y alcance del proyecto de titulación.
Capítulo 2 Marco Teórico.
En este capítulo se presenta los conceptos técnicos que posteriormente se utilizarán para el ajuste de registradores de perturbaciones.
Se describe las anormalidades que suelen presentarse en un sistema eléctrico y se muestra los niveles de voltaje en estado normal y dinámico del Sistema Nacional Interconectado.
Capítulo 3 Funcionamiento de equipos registradores.
En este capítulo se presenta las funciones, características y formas de activación de los registradores de perturbaciones.
Capítulo 4 Condiciones de operación de la Subestación Molino en el S.N.I. (Estado estable)
En este capítulo se presenta los flujos de potencia en condiciones estables, para un periodo lluvioso y seco.
Muestra el flujo máximo y mínimo de potencia en estado estable para las líneas alimentadas desde la Subestación Molino, también presenta el flujo máximo de potencia ante salida de uno de los autotransformadores de Molino.
Capitulo 5 Criterios de ajuste de registradores de fallas y su aplicación a la Subestación Molino.
En este capítulo se presentan los criterios de ajuste generales de registradores de perturbaciones para líneas de transmisión, transformadores y generadores considerando las variables de ajuste.
Muestra los criterios de ajuste para la Subestación Molino, considerando los elementos conectados en esta Subestación.
Capitulo 6 Ajuste de registradores de fallas en la Subestación Molino.
En este capítulo se presenta los ajustes de corrientes, voltajes, potencias, frecuencia para generadores, transformadores y líneas de transmisión de la S/E Molino considerando las formas de activación de los registradores de fallas (Capítulo 3), el análisis de operación en estado estable (Capítulo 4), y los criterios de ajuste (Capítulo 5).
Conclusiones y recomendaciones
Como resultado del desarrollo del presenta trabajo de titulación, en este capítulo se presentan las conclusiones y las recomendaciones que podrían ser consideradas para ajustar registradores de fallas.
1 INTRODUCCIÓN
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ... 1
1.2 ANTECEDENTES ... 2 1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ... 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 3 1.4 META... 4 1.5 ALCANCE ... 4 2 MARCO TEÓRICO 2.1 CONCEPTOS GENERALES ... 6
ANORMALIDADES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO ... 6
Cortocircuitos ... 7 Sobrevoltajes ... 7 Sobrecargas... 7 Oscilaciones... 8 Desequilibrios... 8 2.2 COMPONENTES SIMÉTRICAS... 9
2.1.1 COMPONENTES SIMÉTRICAS DE LOS FASORES SIMÉTRICOS... 11
2.2.2 CIRCUITOS SIMÉTRICOS Y - ∆... 13
2.3 TIPOS DE FALLAS ... 15
2.3.1 Fallas Monofásicas ... 15
2.3.2 Fallas Bifásicas ... 15
2.3.3 Fallas Trifásicas ... 16
2.4 ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS DE POTENCIA ... 18
2.4.1 CLASIFICACIÓN DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ... 19
Estabilidad de Voltaje, Corriente y Angulo... 19
2.4.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD TRANSITORIA ... 20
2.5 CONSIDERACIONES GENERALES DEL SISTEMA ECUATORIANO... 20
2.5.1 Niveles de Voltaje en Condiciones Normales ... 20
2.5.2 Niveles de Voltaje en Estado Dinámico ... 21
2.5.3 Control de Voltaje en Condiciones Normales. ... 22
2.5.4 Control de Frecuencia... 23
3 FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS REGISTRADORES DE PERTURBACIONES 3.1 FUNCIONES DEL REGISTRADOR ... 24
3.2 PROPIEDADES DEL REGISTRADOR ... 24
TRANSMISIÓN REMOTA DE DATOS ... 24
VELOCIDAD DE TRANSMISIÓN ... 25
SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO ... 25
ALTA CALIDAD DE MUESTREO... 26
3.3 REGISTRO DE PERTURBACIONES ... 27
ACTIVADORES DEL REGISTRADOR ... 27
MEMORIA PARA EL PERIODO DE PREFALLA ... 27
MEMORIA PARA PERIODO POSFALLA... 28
CONTROL DE PROCESO Y BLOQUEO DE ACTIVACIÓN DEL REGISTRO 28 3.4 REGISTRO DE POTENCIA Y FRECUENCIA ... 31
3.4.1 MEDICIÓN DE POTENCIA ... 31
3.5 REGISTRO BINARIO ... 32
3.6 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN ... 33
3.7 ACTIVACIÓN DEL REGISTRADOR ... 33
3.7.1 ACTIVACIÓN POR NIVELES MIN/MAX... 33
3.7.2 ACTIVACIÓN POR CAMBIOS BRUSCOS ∆M/∆t ... 35
3.7.3 ACTIVACIÓN POR EL GRADIENTE ∆M/∆t ... 36
3.7.4 ACTIVACIÓN DEL REGISTRO POR SISTEMA DE SECUENCIA NEGATIVA ... 37
3.7.5 ACTIVACIÓN POR SEÑAL EXTERNA ... 37
3.7.6 ACTIVACIÓN POR SEÑALES BINARIAS ... 37
3.7.7 POSIBLES ACTIVACIONES ... 38
3.8 OPCIÓN DE CONFIGURACIÓN PARA REDES DE COMUNICACIÓN... 38
4 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN MOLINO EN EL SNI 4.1 PERIODOS DE DEMANDA DEL SISTEMA ... 40
4.2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN MOLINO... 42
4.3 FLUJO MAXIMO DE POTENCIA EN LA S/E MOLINO... 43
4.4 FLUJO MÍNIMO DE POTENCIA EN LA S/E MOLINO ... 50
4.5 FLUJO DE POTENCIA ANTE SALIDA DE UN CIRCUITO A DEMANDA MÁXIMA ... 59
4.6 FLUJO DE POTENCIA ANTE SALIDA DE UN CIRCUITO A DEMANDA MÍNIMA... 70
4.7 FLUJO DE POTENCIA ANTE SALIDA DEL AT1 O AT2 ... 75
5 CRITERIOS DE AJUSTE DE REGISTRADORES DE FALLAS Y SU APLICACION EN LA SUBESTACIÓN MOLINO 5.1 CRITERIOS TÉCNICOS PARA AJUSTAR REGISTRADORES DE PERTURBACIONES... 78
5.2 CRITERIOS PARTICULARES DE AJUSTE PARA LA S/E MOLINO ... 82
5.3 SIMULACIÓN DE FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA S/E MOLINO ... 85
5.4 FALLAS EN AT1 Y AT2 PARA LA S/E MOLINO ... 92
5.5 FALLAS EN GENERADORES (FASE AB Y C) PARA LA S/E MOLINO ... 95
5.6 VARIACION DE LA FRECUENCIA ANTE SALIDA DE UNIDADES DE GENERACIÓN O CARGA. ... 98
6 AJUSTE DE REGISTRADORES DE FALLAS EN LA SUBESTACIÓN MOLINO. 6.1 AJUSTE DE FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISÓN ... 1034
6.2 AJUSTE DE FALLAS EN AT1 O AT2 ... 123
6.3 AJUSTE DE FALLAS EN LOS GENERADORES (FASE AB Y FASE C)... 130
6.4 AJUSTE ANTE SALIDA DE GENERACIÓN O CARGA IMPORTANTES DEL S.N.I. ... 134 6.5 TABLA DE RESULTADOS... 137 CONCLUSIONES ... 141 RECOMENDACIONES ... 144 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 146 ANEXOS
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
En este capítulo se describe el problema, enmarcándose a los conceptos básicos de la investigación.
Se plantea en forma general las soluciones que se emplearán para el desarrollo del presente proyecto de titulación.
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA
El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tiene como función garantizar el suministro de energía eléctrica dentro del área de aplicación, para ello se debe operar garantizando el abastecimiento al mínimo costo y con el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos para mantener un servicio continuo, confiable y económico cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la norma técnica correspondiente. [1] [2]
Un SEP es el conjunto de los siguientes subsistemas: generación, transmisión, distribución y consumidores. [3]
• Generación, es donde se produce energía eléctrica por medio de las
centrales generadoras las que representan el centro de producción.
• Transmisión, son los elementos encargados de transmitir energía eléctrica
desde los centros de generación a los centros de consumo. A través de distintas etapas de transformación de voltaje las cuales interconectan el sistema de potencia (SEP).
• Distribución, es la parte encargada de prestar el servicio de suministro de
energía eléctrica a los consumidores finales, dentro de su área de concesión.
• Consumidores, son todas y cada una de las cargas conectadas al sistema de distribución.
Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) está sujeto a perturbaciones y fallas que provocan generalmente la salida inesperada de equipos, que alteran el punto de operación del sistema, con la consiguiente degradación del servicio eléctrico. Si la perturbación es severa, pueden producirse salidas múltiples de equipos debido a la acción de los sistemas de protección.
Con un diseño adecuado de la expansión y una planificación correcta de la operación del SEP, se logra altos índices de confiabilidad para el servicio eléctrico. Si los criterios de diseño adoptados no fueran adecuados, entonces la ocurrencia de una perturbación hará que el nivel de seguridad del sistema eléctrico disminuya a niveles inaceptables.
Entre los fenómenos físicos causantes de perturbaciones se puede mencionar: viento, incendio de campo, caída de una torre, maniobras, descargas atmosféricas, envejecimiento de equipos, etc. Estos fenómenos puede originar diversos tipos de eventos: falla monofásica, falla bifásica, falla trifásica, sobrevoltajes, conductores abiertos, etc.
1.2 ANTECEDENTES
Las causas anteriormente mencionadas provocan eventos, los mismos que deben ser registrados para un posterior análisis.
Anteriormente el análisis de perturbaciones se lo realizaba basándose en las indicaciones del relé de protección (eléctricos o electromecánicos, etc.), mientras que la secuencia de eventos se registraba en los centros de control, información con la que se podía identificar el tipo de fallas y sus consecuencias.
Considerando que una interrupción del suministro de energía eléctrica, provoca compensaciones económicas, el ente regulador CONELEC ha visto la necesidad
de instalar registradores automáticos de perturbaciones para estudiar el comportamiento del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
Para explicar la actuación de los relés de protección y obtener mayor información del tipo de falla como: localización, magnitud y tiempo de duración de la falla se ha dispuesto instalar registradores automáticos de perturbaciones en las Subestaciones de mayor influencia. [4]
Estos registradores proporcionan información, sincronizada en el tiempo con una precisión a nivel de milisegundos, con lo cual es posible reconstruir el evento, para luego determinar el origen de los mismos y plantear las soluciones que sean necesarias. Se puede verificar la actuación de los relés de protección y otros dispositivos del sistema.
1.3
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
Determinar criterios técnicos para ajustar óptimamente registradores automáticos de perturbaciones de la S/E Molino, de acuerdo a los principios de funcionamiento de estos dispositivos, y su aplicación ante eventos importantes del S.N.I.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar la operación en estado estable de la S/E Molino como parte
integrante del SNI.
• Analizar los parámetros eléctricos de la S/E Molino, ante eventos
importantes en el SNI.
• Describir los principios de funcionamiento de los equipos registradores de
perturbaciones y su aplicabilidad en los sistemas de potencia.
• Determinar los ajustes óptimos de las variables eléctricas, de acuerdo a
criterios técnicos, considerando los principios de funcionamiento de los dispositivos.
1.4 META
Se realizará un estudio técnico para determinar el ajuste óptimo acorde a las condiciones del Sistema Nacional Interconectado.
Para el ajuste se tomará en cuenta la siguiente consideración:
No será analizada la línea Milagro – Pascuales a 230 kV, debido a la salida
del Autotransformador ATU de la Subestación Milagro.
A través de la calibración óptima de registradores automáticos de perturbaciones se pretende analizar las prestaciones del sistema de potencia, sus equipos de protección y otros componentes antes, durante y después de una perturbación en la red cercana a la Subestación Molino.
Se pretende identificar un problema en la red, realizar el análisis y evaluación de la respuesta de la red y con ello adoptar acciones correctoras rápidas, incluso antes de que un problema se convierta en una importante falla en la red. Con ello se logrará una elevada fiabilidad y disponibilidad del sistema de potencia, satisfaciendo la demanda de la sociedad de una mejor calidad de suministro de energía.
Este estudio será tomado en consideración por TRANSELECTRIC S.A. para el ajuste de los registradores automáticos de perturbaciones instalados en la Subestación Molino.
1.5 ALCANCE
En este proyecto de titulación se realizará el ajuste de registradores automáticos de perturbaciones de la Subestación Molino. Para ello se debe conocer las formas de activación de los registradores de perturbaciones utilizados.
Para este propósito se realizarán simulaciones de flujos de carga y fallas en el programa DIgSILENT de Power Factory, considerando los escenarios hidrológicos
seco y lluvioso para los periodos de demanda pico (19H00), media (12H00), y base (3H00).
Finalmente se determinarán criterios de ajuste para registradores automáticos de perturbaciones, considerando los ajustes realizados en la Subestación Molino.
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
En el presente capítulo se presenta el marco teórico que será de utilidad para determinar los ajustes óptimos de registradores automáticos de perturbaciones de la Subestación Molino.
2.1
CONCEPTOS GENERALES
ANORMALIDADES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO [3]
Siendo una de las cualidades del sistema eléctrico mantener la continuidad y la calidad del servicio eléctrico, es necesario analizar las anormalidades que pueden ocurrir en un sistema eléctrico. Estas anormalidades se clasifican en:
• FALLA: condición que impide continuar la operación de uno o más
componentes de un sistema y requiere una rápida acción de los sistemas de protección para no dañar a los equipos.
• PERTURBACIÓN: condición que permite continuar la operación del
sistema, pero puede dañar a los equipos si se prolonga más de un tiempo prudencial.
Tanto las fallas como las perturbaciones deben ser detectadas y discriminadas por las protecciones. Al ocurrir un defecto en el componente del sistema, ello significa generalmente una perturbación para el resto. Al aislar el equipo fallado, simultáneamente se elimina la perturbación.
Entre las fallas más comunes se tienen: cortocircuitos, la apertura de los conductores, pérdida de excitación de las máquinas, entre otras.
Las perturbaciones más comunes son: sobrevoltajes, sobrecargas, oscilaciones y desequilibrios.
Cortocircuitos
Un cortocircuito es la desaparición intempestiva del aislamiento relativa de dos conductores de voltajes diferentes, alimentados de la misma fuente, sin la interposición de una impedancia conveniente.
El cortocircuito puede ser ocasionado por el contacto directo, llamado cortocircuito metálico. Este es el caso del contacto de dos conductores.
Otra forma de producirse un cortocircuito suele ser causado por el deterioro o la ruptura de aislamiento. Este es el caso de arcos o fugas culminando en cortocircuitos.
Sobrevoltajes
Los sobrevoltajes en un sistema son peligrosos por las siguientes razones:
Los sobrevoltajes someten a los aislantes a esfuerzos que los
envejecen y pueden llegar a destruirlos.
En caso de duración prolongada traen como consecuencias daños en
los equipos.
Un sobrevoltaje puede producir una falla en el aislante,
desencadenando como consecuencia de un cortocircuito.
El daño es proporcional al valor máximo de sobrevoltaje y de la velocidad en que esta establecida. Sobrevoltajes de dos a cinco veces la normal y de duración en el orden de los microsegundos son
capaces de perforar aislantes, porque su aparición es
extremadamente rápida.
Sobrecargas
Una línea o un equipo se encuentran sobrecargados cuando su corriente es superior a la nominal. Las principales causas son:
Cortocircuitos que no se aíslan oportunamente.
Transferencia de potencia en líneas de interconexión, que pueden
corresponder a sobrecorrientes superiores al 20 o 30 % de la corriente nominal durante largo tiempo.
Sobrecorrientes originadas por la desconexión de circuitos en
paralelo, que se pueden prolongar hasta la reposición del circuito desconectado.
Las consecuencias de las sobrecorrientes suelen ser debido al carbonizamiento de aislantes y fundición de conductores, concentrando su efecto en los puntos más débiles: uniones de líneas, contactos de desconectadores, etc.
Oscilaciones
Las causas más comunes de oscilaciones son las conexiones y desconexiones de circuitos, pérdida o aplicación de grandes bloques de carga, desconexión de generadores, fallas en el Sistema Eléctrico de Potencia.
Cualquier cambio en la potencia generada en el sistema de potencia causa cambios en la potencia del sistema, oscilando hasta alcanzar otro punto de equilibrio entre la generación y la carga.
Ante una oscilación inestable es posible disparar algunos elementos del sistema para proteger el sistema, separando en áreas, para mantener la estabilidad dentro de cada área.
Desequilibrios
Es importante determinar los desequilibrios, dicha anormalidad es muy peligrosa para el funcionamiento de las máquinas.
Los desequilibrios producen vibraciones y calentamientos en transformadores, motores y generadores
Desconectadores o interruptores con una o dos fases abiertas.
Ruptura del conductor de una línea que no provocó un cortocircuito.
2.2
COMPONENTES SIMÉTRICAS [5]
Una de las herramientas poderosas para tratar con circuitos polifásicos desbalanceados es el método de las componentes simétricas, permitiendo realizar el cálculo de fallas asimétricas de manera sencilla.
Este método consiste, básicamente en descomponer un sistema polifásico asimétrico en varios simétricos, para estudiarlos fácilmente mediante un circuito monofásico equivalente.
Tres fasores desbalanceados de un sistema trifásico se pueden descomponer en tres sistemas balanceados de fasores. Los conjuntos balanceados son:
a) Componentes de secuencia positiva
Figura 2.1 Componentes de secuencia positiva
Consiste en tres fasores de igual magnitud desplazados uno de otro 120o y que
b) Componentes de secuencia negativa
Figura 2.2 Componentes de secuencia negativa
Consiste en tres fasores de igual magnitud, desplazados en fase uno de otro
120o, y que tienen una secuencia de fase opuesta a la de los fasores originales
c) Componentes de secuencia cero
Figura 2.3 Componentes de secuencia cero
Consiste en tres fasores iguales en magnitud y con un desplazamiento de fase cero uno del otro.
2.1.1 COMPONENTES SIMÉTRICAS DE LOS FASORES SIMÉTRICOS
Tres fasores asimétricos es posible representar a partir de tres fasores simétricos.
) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( Va Va Va Va= + + (2.1) ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( Vb Vb Vb Vb= + + (2.2) ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( Vc Vc Vc Vc= + + (2.3)
En la figura 2.4 se presenta tres fasores asimétricos a partir de tres conjunto de fasores simétricos. Va Va Va Va Vc Vc Vc Vc Vb Vb Vb Vb
Figura 2.4 Suma gráfica para obtener tres fasores desbalanceados
Las componentes Vb y Vc se puede representar como el producto de la
componente Va con algún operador a=1∟120o.
Al sustituir se obtiene: ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( Va Va Va Va= + + (2.4) ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( a2Va aVa Va Vb= + + (2.5) ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( aVa a2Va Va Vc= + + (2.6)
En forma matricial: = = ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( * ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( a a 1 a a 1 1 1 1 2 2 Va Va Va A Va Va Va Vc Vb Va (2.7) Donde: A= a a 1 a a 1 1 1 1 2 2 (2.8) A-1= a a 1 a a 1 1 1 1 * 3 1 2 2 (2.9) En forma de secuencia: = = − Vc Vb Va A Vc Vb Va Va Va Va * a a 1 a a 1 1 1 1 3 1 ) 2 ( ) 1 ( ) 0 ( 1 2 2 (2.10)
Escribiendo en forma separada:
) ( 3 1 ) 0 ( Va Vb Vc Va = + + (2.11) ) ( 3 1 ) 1 ( Va aVb a2Vc Va = + + (2.12) ) ( 3 1 ) 2 ( Va a2Vb aVc Va = + + (2.13)
Las ecuaciones muestran que no hay componentes de secuencia cero en un sistema balanceado.
2.2.2 CIRCUITOS SIMÉTRICOS Y - ∆∆∆∆
Los sistemas trifásicos pueden ser conectados en Y o ∆. En la figura 2.5 se
observa las corrientes y voltajes de un circuito ∆:
Ic Ib Ia Vab Vbc Vca a c b Iab Ica Ibc
Figura 2.5 Impedancias Simétricas
Ica Iab Ia= − (2.14) Iab Ibc Ib= − (2.15) Ibc Ica Ic= − (2.16)
Las corriente de secuencia cero es:
) ( 3 1 ) 0 ( Ia Ib Ic Ia = + + (2.17)
Si se suma las corrientes de fase, se obtiene que la corriente de secuencia cero es cero; con ello se demuestra que las corrientes de línea en un circuito
En la figura 2.6 se observa un circuito en Y, el mismo que posee una impedancia Zn conectado entre el neutro y tierra.
Ic Ib Ia Vab Vbc Vca a c b Zn Van Vn In=3Io(0)
Figura 2.6 Impedancias Simétricas
La suma de las corrientes en el neutro es:
Ic Ib Ia
In = + + (2.18)
Expresando la corriente en el neutro en términos de sus componentes simétricas se obtiene:
[
(0) (1) (2)]
[ (0) (1) (2)] )] 2 ( ) 1 ( ) 0 ( [Ia Ia Ia Ib Ib Ib Ic Ic Ic In = + + + + + + + + (2.19)Agrupando In en términos de secuencia:
[
(1) (1) (1)]
[ (2) (2) (2)] )] 0 ( ) 0 ( ) 0 ( [Ia Ib Ic Ia Ib Ic Ia Ib Ic In = + + + + + + + + (2.20)Las corrientes de secuencia positiva y negativa suman cero en el punto neutro:
) 0 ( 3I
In = (2.21)
En el punto neutro “n” no existe ninguna corriente de secuencia positiva o negativa en las conexiones desde el neutro a tierra.
2.3
TIPOS DE FALLAS [5]
2.3.1 Falla Monofásica
a
Figura 2.7 Falla monofásica
Este tipo de fallas se produce debido al contacto de cualquier fase a la tierra del sistema, su frecuencia de ocurrencia oscila entre el 85 % y 90 % del total de fallas. Generalmente es originada por las descargas atmosféricas o por los conductores al hacer contacto con las estructuras aterrizadas.
Las corrientes de cortocircuito dependen de la impedancia de falla y de las conexiones a tierra de los transformadores en línea.
2.3.2 Falla Bifásica
a
a
Figura 2. 9 Cortocircuito bifásico a tierra
Los cortocircuitos bifásicos o bifásicos a tierra se producen por el contacto entre dos fases, o dos fases a tierra. Generalmente se producen por el roce de dos fases en líneas aéreas y la falla puntual en cables aislados. Este tipo de cortocircuito produce un desequilibrio en las corrientes.
Un cortocircuito bifásico a tierra es menos frecuente que un cortocircuito bifásico. La frecuencia de ocurrencia se encuentra entre el 8% a 10 % para fallas bifásicas a tierra, mientras que para fallas bifásicas aisladas, la frecuencia de ocurrencia es de un 5 %.
2.3.3 Falla Trifásica
a
En el cortocircuito trifásico con o sin el contacto a tierra, las tres fases tienen potencial cero en el punto de falla y los tres conductores poseen corrientes balanceadas siendo el único cortocircuito simétrico.
Este tipo de cortocircuito produce mayores exigencias en la corriente del sistema, un cortocircuito trifásico que se prolongue puede dañar equipos en la red: transformadores, generadores, etc.
La frecuencia de ocurrencia de esta falla es de alrededor del 4% del total de fallas. Tienen la misma impedancia entre cada línea y el punto común.
RESISTENCIA DE FALLA [6] [3]
Al producirse una falla no siempre se tiene un cortocircuito franco sino que el fenómeno se suele presentar con una resistencia de falla que tiene los siguientes componentes:
La resistencia del arco que se produce por la falla, el cual se forma en el
aire y tiene una longitud según la distancia del aislamiento correspondiente.
La resistencia de puesta a tierra del punto donde se produce la falla, la cual
corresponde al camino de retorno por tierra hasta la fuente.
La resistencia puede ser constante para toda la duración de la falla o puede variar con la elongación y extinción del arco.
En las fallas fase – fase la resistencia de falla es completamente al arco, mientras para fallas a tierra la resistencia de falla involucra la resistencia de arco y la resistencia de tierra.
Si la falla corresponde a un cortocircuito entre dos fases; la resistencia de falla será:
R falla = Rarco2f (2.22)
Si la falla corresponde a un cortocircuito entre una fase y tierra
R falla = Rarco1f + RPAT (2.23) Donde:
R falla = Resistencia de Falla
Rarco2f = Resistencia del arco de fase-fase
RPAT = Resistencia de Puesta a Tierra en el punto de falla
El valor de la resistencia del arco (Ohmios) según la fórmula de Warrigton es:
4 . 1 * 2667 I L Ra= (2.24) Donde:
L = distancia de aislamiento fase-fase o fase-tierra, según sea el caso
[metros]
I = Corriente de cortocircuito [Amperios]
Para el presente estudio se consideró una resistencia de falla de falla de 30 Ohmios, este valor de resistencia de falla es utilizado por Transelectric para garantizar las mínimas corrientes de fallas en el S.N.I. para el caso de fallas monofásicas.
2.4
ESTABILIDAD DE LOS SISTEMAS DE POTENCIA [5]
La estabilidad de un sistema de potencia es la habilidad de un sistema eléctrico que se encuentra en una perturbación para restablecerse al estado de equilibrio, desarrollando fuerzas de restitución de sus elementos, iguales o mayores a las fuerzas de perturbación. Estos elementos son: generadores, condensadores y motores.
Existen dos tipos de estabilidad:
Estabilidad en estado estable: es la habilidad del sistema de potencia para
mantener el sincronismo después de pequeños o lentos disturbios (cambios graduales de la carga).
Estabilidad transitoria: es la condición de operación estable del sistema
después que ha ocurrido una perturbación (cortocircuitos, disparos de carga, etc.).
2.4.1 CLASIFICACIÓN DE ESTABILIDAD TRANSITORIA [7] [8]
Figura 2.11 Clasificación de la estabilidad
Estabilidad De Voltaje
La estabilidad de voltaje es la capacidad de un sistema de mantener voltajes estables en todas las barras del sistema después de haber sido sometido a una perturbación, para una operación inicial dada. Un sistema entra a un estado de estabilidad de voltaje cuando un disturbio incrementa la demanda de carga, o cambia las condiciones del sistema causando una progresiva e incontrolable caída de voltaje. El factor principal causante de la estabilidad es la incapacidad del sistema de potencia de satisfacer la demanda de potencia reactiva
Estabilidad de Frecuencia
La estabilidad de frecuencia se refiere a la capacidad de un sistema de energía a mantener constante la frecuencia ante un severo trastorno como resultado del desequilibrio entre carga y generación.
Estabilidad de Ángulo:
La estabilidad de ángulo se refiere a la habilidad de las máquinas sincrónicas del sistema interconectado a permanecer en sincronismo después de estar sujeto a un disturbio. Ello depende de la capacidad de mantener un equilibrio entre el torque electromagnético y el torque mecánico de cada máquina sincrónica en el sistema. ESTABILIDAD DEL SISTEMA DE ENERGÍA ESTABILIDAD DEL ÁNGULO DEL ROTOR ESTABILIDAD DE FRECUENCIA ESTABILIDAD DE VOLTAJE
La estabilidad de ángulo puede producir un incremento de las oscilaciones de algún generador conduciendo a la pérdida de sincronismo con los otros generadores.
2.4.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA ESTABILIDAD TRANSITORIA [8]
Considerando la aplicación de estabilidad para una falla trifásica se concluye que la estabilidad transitoria del generador depende:
• Cuan sobrecargado esta el generador
• La operación del generador durante la falla. Esto depende del tipo y
Localización de la falla.
• El tiempo de despeje de la falla.
• La reactancia posfalla del sistema de transmisión.
• La reactancia del generador. Una baja reactancia incrementa el pico de
potencia y reduce el ángulo inicial del rotor.
• Cambio de la topología del sistema
• La reactancia del sistema de transmisión postfalla
• La inercia del generador. La más alta inercia, el rango mas bajo de
cambio de ángulo. Esto reduce la energía cinética adquirida durante la falla.
• La magnitud de los voltajes internos del generador, esto depende de la
excitación del campo
• La magnitud de voltaje de la barra infinita
2.5
CONSIDERACIONES
GENERALES
DEL
SISTEMA
ECUATORIANO [9]
2.5.1 Niveles de Voltaje en Condiciones Normales
Considerando el reglamento No 592 de Suministro del Servicio de Electricidad establecido por el CONELEC se define los siguientes niveles de voltajes.
• Bajo Voltaje: inferior a 0.6kV
• Medio Voltaje: entre 0.6 y 40kV
• Alto Voltaje: mayor a 40kV
Para definir las variaciones de voltaje en operación normal para las barras de 230 kV y 138 kV se considera las bandas de variación de voltaje en barras del Sistema Nacional Interconectado (CENACE Abril/2006),
BANDAS DE VARIACIÓN DE VOLTAJE
Barras de 230 kV Barras de 138 kV Puntos de entrega:
Barras de 69 kV, 46 kV y 34.5 kV +/- 5% del voltaje
nominal
+5% /- 7% del voltaje nominal
+/- 3% del voltaje nominal
Tabla 2.1 Bandas de variación de voltaje
2.5.2 Niveles de Voltaje en Estado Dinámico [10]
Considerando la regulación 006/00 de los Procedimientos de Despacho y Operación del CONELEC se determina los niveles de voltaje en estado dinámico para el cumplimiento de los parámetros de calidad y seguridad establecidos.
En forma transitoria, y hasta cuando el S.N.I. disponga de todos los
medios adecuados de control de voltaje, la barra de 230 kV de la subestación Molino operará con un voltaje de 1.065 p.u. (245 kV) para compensar el perfil de voltaje del Sistema Nacional de Transmisión.
En las barras principales del sistema de transmisión el voltaje transitorio
no debe estar por debajo de 0.8 ( p.u.) durante más de 500 mseg.
Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del
sistema, según el caso, el voltaje no debe permanecer por debajo de 0.8 p.u. por más de 700 ms en el proceso de simulación de estabilidad dinámica.
Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes
El cambio de voltaje al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores, deberá ser inferior al 5% del voltaje nominal de la barra donde se ubica la compensación.
El voltaje máximo permitido en el extremo abierto de las líneas (Efecto
Ferranti) será del 1.15 p.u.
El voltaje máximo transitorio permitido en el sistema durante un rechazo
de carga será de 1.3 p.u.
El sistema se encuentra diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves ante una simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión resultara:
− Inestabilidad del S.N.I.
− Sobrecarga de líneas y/o transformadores por más de quince (15) minutos.
− Desviaciones de voltaje superiores a ± 10%.
Para este criterio se permite la separación del sistema en islas eléctricas, la desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas.
2.5.3 Control de Voltaje en Condiciones Normales. [10][15]
Comprende todas las acciones que se ejecutan sobre las instalaciones del Sistema, con el fin de mantener estables las variables del mismo dentro de los límites operativos acordados o establecidos en los Procedimientos de Despacho y Operación, y los que se indiquen en el Despacho Económico Diario Programado. Para asegurar un adecuado perfil de voltaje de 230 kV, 138 kV y puntos de entrega se debe operar los siguientes elementos de compensación:
Para incrementar el voltaje
• Conexión de líneas de transmisión.
• Desconexión de reactores y conexión de capacitores.
• Incremento de potencia reactiva de unidades de generación y/o
• Cambiador de Tap bajo carga (LTC) de Transformadores. Ingreso de unidades, para el control de voltaje.
Para disminuir el voltaje
• Salida de unidades de generación ingresadas para control de
voltaje.
• Disminución de potencia reactiva e unidades de generación y/o
compensadores sincrónicos.
• Desconexión de capacitores o conexión de reactores.
• Cambiador de Tap bajo carga (LTC) de Transformadores.
• Desconexión de líneas de transmisión.
2.5.4 Control de Frecuencia
El control de generación manual o automático, deberá ser constante y permanente, mediante este control el CENACE mantendrá el equilibrio entre la generación y los requerimientos de la demanda dentro de la calidad de servicio pretendida y, en condiciones de operación normal, se deberá mantener la frecuencia dentro de los límites establecidos.
Condiciones Normales: La Frecuencia de Referencia coincidirá con la
nominal (60.00 Hz) salvo en circunstancias especiales en que el CENACE ordene un valor distinto. Los límites de operación dentro de los cuales deberá mantenerse la Frecuencia serán de ± 0,15 Hz alrededor de la Frecuencia de Referencia
Estado Dinámico: Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de
equilibrio la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz. Para frecuencias inferiores a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.
CAPÍTULO 3
FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS REGISTRADORES
DE PERTURBACIONES [11]
En este capítulo se describen las funciones, formas de activación y configuración de redes para la instalación de registradores automáticos de perturbaciones de la marca Siemens.
Se analizarán los criterios de activación para el registro de fallas y perturbaciones importantes, los mismos que puedan ser utilizados en la Subestación Molino.
3.1 FUNCIONES DEL REGISTRADOR
Las funciones del registrador de perturbaciones son:
Registro de perturbaciones con alta frecuencia de muestreo y compresión
de datos.
Registro de potencia y frecuencia
Registro binario
Registro de calidad de red
Todas las funciones mencionadas anteriormente pueden ser utilizadas paralelamente.
3.2 PROPIEDADES DEL REGISTRADOR
TRANSMISIÓN REMOTA DE DATOS
La transmisión remota de datos se lo realiza por medio de una red LAN/WAN dependiendo del interfaz y red disponible. Además de ello es posible la conexión de una impresora mediante un interfaz.
Para la conexión de equipos y teletransmisión se dispone de los siguientes interfaces:
• Interfaz para distancias cortas utilizado para la transmisión de datos
de medida (5m).
Las interfaces utilizadas son: V.24 y RS 232 C.
• Interfaz para redes de larga distancia LAN y WAN. El protocolo
utilizado es TCP/IP de acuerdo a la norma de la IEEE 802.3
• Interfaz serie para mantenimiento de redes de distancia corta.
Los interfaces usados son: V.28 o RS 232 C.
• Tiene ranuras para incrementar interfaces en la transmisión de
datos. Es posible ampliar una red LAN a través del protocolo TCP/IP.
• Interfaz para la conexión de impresora. A diferencia de los interfaces
anteriores se utiliza un interfaz paralelo.
VELOCIDAD DE TRANSMISIÓN
Los registradores pueden transmitir sus datos a una velocidad de hasta 10 MBits/s si se trata de una red LAN. El protocolo para la comunicación es el TCP/IP.
SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO
La sincronización de tiempo es importante para obtener una lista de eventos siguiendo un orden cronológico, consiguiendo una reconstrucción acertada de los eventos presentados durante el transcurso de la falla.
La sincronización de tiempo se realiza a través de una caja de sincronización, cuyo mensaje proviene de un receptor GPS. El error de sincronización de tiempo depende del tipo de receptor GPS, mientras que la caja de sincronización es útil para sincronizar varios dispositivos simultáneamente.
Figura 3.1 Sincronización de tiempo
ALTA CALIDAD DE MUESTREO
Posee una alta calidad de muestreo. La frecuencia de muestreo es de 15.36 kHz para una frecuencia de red de 60 Hz, es decir se muestrea a un equivalente de 256 veces la frecuencia de la red.
La resolución es de 16 Bit de tal manera que se posibilita una calidad alta en el registro.
PARAMETRIZACIÓN
La parametrización de todas las funciones se lo realiza por medio de un computador conectado a un interfaz.
3.3 REGISTRO DE PERTURBACIONES
El Registrador de perturbaciones sirve para estandarizar eventos debido a una falla de red.
Al momento de existir un cambio abrupto de los valores de medida debido a una perturbación, el registrador debe empezar a registrar mientras dure dicha alteración. Es posible registrar contactos a tierra, contactos entre fases; estos eventos pueden ser detectados en un periodo de prefalla. Al momento que el sistema se reestablece, el registro debe terminarse.
APLICACIONES
- Estandarización y análisis de eventos
- Localización de la falla
ACTIVADORES DEL REGISTRADOR
Para detectar un evento el registrador requiere de activadores, los cuales detectan la alteración de la magnitud de medida causada por la falla.
Estos activadores son bastante sensitivos ante un evento, pero deben filtrar las magnitudes eléctricas (Voltaje, corriente, potencia, frecuencia) en condiciones normales. Se registra la fecha y tiempo. El registro de tiempo tiene una resolución de 1µs.
MEMORIA PARA EL PERIODO DE PREFALLA
Se puede registrar un periodo de prefalla con cierto retardo. El retardo de activación del registro es de hasta medio periodo si se utiliza el valor efectivo como criterio de activación.
Si se desea observar el inicio del registro con un tiempo previo de medio periodo se debe considerar la activación del registro de un periodo, por ello la memoria debe guardar datos de al menos dos periodos. Al momento de ser copado todo el espacio de memoria, los datos antiguos se tienden a sobrescribirse.
MEMORIA PARA PERIODO POSFALLA
Para el periodo de posfalla se dispone de una memoria con una capacidad de medida de varios segundos.
CONTROL DE PROCESO Y BLOQUEO DE ACTIVACIÓN DEL REGISTRO
Es importante el control de proceso porque evita el desbordamiento de la memoria.
Cuando se activa un registro de acción rápida como el caso del ∆M/∆t (Variación
de medida/Variación de tiempo), es necesario definir un tiempo de registro tmin
para obtener una duración mínima del proceso. De forma similar se define un
tiempo de registro máximo tmax, el mismo que es utilizado para limitar el proceso
del registro, si no regresa al estado normal durante el periodo.
El bloqueo de trigger es útil para la supresión de registros repetidos en el caso de fallas intermitentes. Al producirse excitaciones sucesivas en un canal se reinicia el bloqueo del trigger, los demás canales no son afectados. Dicha función puede ser usada para canales analógicos y binarios.
Si se trata de una entrada binaria el registro está limitado a un periodo de 10 segundos
Se debe considerar que todos los tiempos de registros son parametrizables, inclusive existe una activación manual.
TRANSCURSO CON tmin
Periodos de trigger:
1.- El periodo anterior de un registro 150 ms.
2.- Trigger ∆M/∆t, trigger de nivel temporal o trigger de niveles 50ms
3.- tmin=300 ms.
Figura 3.2 Transcurso de tiempo mínimo
En la gráfica se puede observar:
En la parte a detecta el trigger e inicia el transcurso de trigger. En la parte b inicia un tmin
En la parte c finaliza el registro porque tmin no fue sobrepasado
TRANSCURSO CON tmax
Periodos:
1.- Periodo anterior del registro es 150 ms 2.- Trigger de nivel o trigger binario, 750 ms
3.- tmax=500 ms
Figura 3.3 Transcurso de tiempo máximo
En la gráfica se puede observar:
En la parte a detecta el trigger, inicia el transcurso, activa tmax
En la parte b finaliza el registro porque transcurrió ya un tmax.
En la parte c el tmin no se considera, porque ya se activó un tmax, el
transcurso finalizó, antes de que termine la señal.
3.4 REGISTRO DE POTENCIA Y FRECUENCIA
El registrador de potencia y frecuencia se encuentra activo si existe una falla en la generación o en los consumidores de energía. Es decir si existe un desequilibrio entre carga y generación.
Este tipo de registrador es útil para registrar las condiciones de carga antes, durante y después de la perturbación. Este tipo de registro se lo realiza durante un tiempo prolongado.
A través del gradiente de frecuencia df/dt puede ser activado frente a desconexiones de unidades de generación o desconexiones de potencia.
VALORES DE MEDIDA
Los valores de medida son: frecuencia, potencia activa y potencia reactiva estas magnitudes determinan sus valores de medida por intermedio de los valores de voltaje y de intensidad.
ACTIVADOR DEL REGISTRO
La activación del registro se produce si se sobrepasa los valores límites ajustados. En el instante de activación, el registro es archivado con fecha y tiempo, el tiempo registrado tiene una resolución de 1ms.
El periodo de prefalla es similar al registrador de perturbaciones, pero con un espacio más de tiempo. Es posible parametrizar un periodo de prefalla de 30 segundos.
3.4.1 MEDICIÓN DE POTENCIA
Para las funciones de medición correspondiente se disponen de módulos de detección, denominados DAUs (Unidad de adquisición de datos) que transforman la señal analógica a digital.
Para la medición de potencia, no es necesario que las entradas de tensión estén vinculadas con las entradas de intensidad del mismo DAU.
Se puede combinar cuatro entradas de tensión con cuatro entradas de intensidad para determinar las potencias y el factor de potencia
Figura 3.4 Combinación de DAUs para medición de potencia
De manera diferente que el registrador de perturbaciones en este tipo de registrador no se utiliza puntos de muestreo, sino el periodo de red como la menor unidad para el registro.
El tiempo de prefalla máximo es de 40 minutos, mientras que el tiempo máximo de registro puede durar hasta 2 horas.
3.5 REGISTRO BINARIO
El registrador binario detecta los cambios de un estado binario. Se puede registrar señales de protecciones, alarmas, posiciones de seccionadores, entre otros.
La frecuencia de muestreo es de 2kHz (0.5 ms). Es posible tener 16 canales, para cada uno de los 16 canales se pueden registrar 250 cambios de estado dentro de 1 segundo.
Se debe tener presente que la mayoría de señales binarias provienen de señales electromecánicas, las mismas que pueden provocar rebotes en los contactos. El registrador binario no debe registrar estos impulsos porque produciría una
sobrecarga en la memoria. Para evitar aquello el registrador internamente posee un filtro garantizando el registro por señales binarias. La memoria requerida es de 32 bit para cada cambio de estado.
3.6 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN
RESOLUCIÓN
Las magnitudes de las medidas analógicas son muestreadas y convertidas a valores digitales con una resolución de 16 bit, es decir con 65536 puntos
CONVERTIDOR ANÁLOGO-DIGITAL
Para acondicionar una señal a medir se utiliza un convertidor análogo/digital. Cada entrada tiene un convertidor análogo/digital para que las mediciones sean detectadas al mismo tiempo.
MAGNITUDES CONTINUAS
La frecuencia de muestreo para magnitudes continuas es constante. Para el caso de magnitudes alternas con frecuencia de red de 60Hz la frecuencia de muestreo es de 15.36 kHz.
3.7 ACTIVACIÓN DEL REGISTRADOR
3.7.1 ACTIVACIÓN POR NIVELES MIN/MAX
El disparador del registro por niveles supervisa si el estado de niveles se mantiene dentro de los límites.
La activación se produce, cuando la magnitud de medida abandona la zona admisible. Para no producir disparos innecesarios provocados por fluctuaciones mínimas existe una zona de histéresis que tiene un rango del 2 %.
Figura 3.5 Activación por niveles mínimo y máximo
El registro se produce cuando ocurre un sobrepaso de los límites mientras este estado perdure. Se debe definir un tiempo mínimo y un tiempo máximo, ambos tiempos pueden ser ajustados.
Se debe considerar para el ajuste el signo de polaridad de las magnitudes, más no su valor absoluto.
La activación por valores mínimos no es aplicable para el transcurso de valores momentáneos de medida, por ello se utiliza los valores efectivos de las magnitudes alternas.
En la figura 3.6 se observa que el valor efectivo de cada uno de los semiperiodos está disponible al final de un semiperiodo.
A partir del semiperiodo tres se alcanza el tamaño definitivo. La función de activación por niveles max/min reconoce el sobrepaso de los límites, con un retardo de hasta 20 ms.
En un cortocircuito a mayor distancia puede ocasionar pequeñas caídas de voltaje, sin que se sobrepase los límites de medida. Ante un evento ocasionado por un cortocircuito es preferible la detección de las fallas a tierra, o un disparador lógico.
3.7.2 ACTIVACIÓN POR CAMBIOS BRUSCOS ∆∆∆∆M/∆∆∆∆t
La actuación de este tipo de disparador se produce con cambios bruscos del valor efectivo de una magnitud alterna.
Los valores efectivos de los semiperiodos se miden de la misma forma que el activador de niveles. Pero para este caso se determina la diferencia al valor de medida del semiperiodo anterior con igual posición de fase, de tal manera que esta diferencia se compare con el valor límite.
A continuación se presenta el funcionamiento de la activación del registrador por cambios de niveles.
En lugar de dos cambios bruscos de 30V se reconoce dos cambios bruscos de 15V cada uno.
El valor de variación de tiempo (∆t) siempre es igual a duración de periodo de
frecuencia de red. El ∆M se determina en la parametrización de acuerdo a las
unidades respectivas.
3.7.3 ACTIVACIÓN POR EL GRADIENTE ∆∆∆∆M/∆∆∆∆t
La activación por el gradiente ∆M/∆t es útil para aplicaciones de frecuencia y
potencia.
En las mediciones de frecuencia se filtra fluctuaciones de corta duración. A continuación se presenta el transcurso típico de frecuencia de red.
Figura 3.8 Activación por el gradiente ∆∆∆∆M/∆∆∆∆t
Es importante determinar el valor medio flotante, y el tiempo de promediación tm.
El valor ∆M/∆t, el cual es igual al valor medio del gradiente (línea rayada), es
producido por un valor ∆M en un tiempo ∆t tal como lo indica la gráfica.
Los valores tm y ∆t son parametrizables, siendo posible efectuar una adaptación
3.7.4 ACTIVACIÓN DEL REGISTRO POR SISTEMA DE SECUENCIA NEGATIVA
Esta forma de activación es útil para detectar un desequilibrio en un sistema trifásico. Es decir los tres voltajes o los ángulos de cada una de las fases no son iguales.
Sin embargo un sistema trifásico asimétrico puede ser descompuesto en un sistema simétrico.
Considerando que un desequilibrio en los motores trifásicos y generadores ocasiona el aumento de pérdidas y puede producir sobrecalentamientos, es necesario determinar el valor de secuencia negativa para evitar interrupciones en la alimentación y posibles daños.
Para la activación del registro por secuencia negativa solo importa el valor de la asimetría más no del ángulo.
3.7.5 ACTIVACIÓN POR SEÑAL EXTERNA
La activación por señal externa, que se activa mediante un voltaje en la entrada de la señal “activación externa”, se puede memorizar en el registrador de perturbaciones, la misma que dura tanto tiempo como la señal perdure, pero en un máximo de diez segundos.
3.7.6 ACTIVACIÓN POR SEÑALES BINARIAS
Para la activación de señales binarias es posible utilizar el cambio de estado de los relés de protección.
Se registra un valor cuando ocurre una violación del límite, el registro se mantiene mientras el mismo perdure, pero al menos durante un tiempo mínimo y tiempo máximo, dichos tiempo son parametrizables.
Si la activación del registro por señales binarias se sigue manteniendo luego de transcurrir un tiempo máximo, este se bloquea y es liberado tan pronto la magnitud de medida haya regresado a su zona normal.
3.7.7 POSIBLES ACTIVACIONES
A continuación se presenta las magnitudes analógicas y las posibles activaciones:
MAGNITUD MINIMOS MAXIMOS ∆∆∆∆M/∆∆∆∆T GRADIENTE
Voltaje Alterno X X X Intensidad Alterna X X X Potencia Activa X X X Potencia Reactiva X X X Frecuencia X X X Secuencia Positiva X X Secuencia Negativa X X
Cuadro 3.1 Magnitudes y activadores
3.8
OPCIÓN
DE
CONFIGURACIÓN
PARA
REDES
DE
COMUNICACIÓN
Para obtener la comunicación entre el registrador, el concentrador de datos (DAKON) y el ordenador de evaluación central se dispone de la siguiente posibilidad:
Conexión de red ethernet
CAPÍTULO 4
CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA SUBESTACIÓN
MOLINO EN EL SNI (ANÁLISIS DE ESTADO ESTABLE)
Este capítulo expone las condiciones de operación de la subestación Molino y la influencia de ésta dentro de los distintos periodos y escenarios de demanda del Sistema Nacional Interconectado. En este capítulo también se realiza un análisis de contingencias de los distintos elementos conectados a la subestación.4.1 PERIODOS DE DEMANDA DEL SISTEMA [10]
En el Sistema Nacional Interconectado ecuatoriano se presentan dos periodos de demanda claramente diferenciados: lluvioso y seco que depende de las condiciones hidrológicas del sistema.
El periodo lluvioso se caracteriza por la alta hidrología. Bajo estas condiciones, la mayor parte de la demanda de energía del S.N.I. es abastecida por unidades hidroeléctricas. Los meses comprendidos entre abril y septiembre corresponden a este periodo.
El periodo seco se caracteriza por la baja hidrología. Bajo estas condiciones, la mayor parte de la demanda de energía del S.N.I. es abastecida por unidades termoeléctricas. Los meses comprendidos entre octubre y marzo corresponden a este periodo.
La planificación operativa energética del S.N.I. es determinado por el CENACE (Centro Nacional de Control de Energía). El objetivo de la Planificación Operativa Energética es establecer una política óptima de la operación de los embalses y uso eficiente de los recursos disponibles de generación, previa la coordinación de mantenimientos efectuada por el CENACE con los generadores y el transmisor, y minimizando los riesgos de falla en el abastecimiento y de vertimientos en los
embalses; teniendo en cuenta además, la previsión de las demandas y la
aleatoriedad de la oferta y los caudales.
La programación semanal es realizada por el CENACE y esta sujeto a balance de energía, disponibilidad de generadores, restricciones en la red de transporte. A continuación se presenta el resumen para la realización de un despacho semanal.
Figura 4.1 Solución para la ejecución del despacho semanal
Las diferentes condiciones de demanda, depende de la disponibilidad horaria de las unidades de generación y de la demanda horaria de energía
Los periodos lluvioso y seco poseen diferentes condiciones de demanda, ello depende de la disponibilidad horaria de las unidades de generación y de la demanda horaria de energía.
Para el estudio se considera tres tipos de demanda: máxima (19H00), media (12H00) y mínima (03H00); tanto para un escenario de alta hidrología como para un escenario seco.
Para determinar el flujo máximo de potencia en la Subestación Molino se considera un escenario de alta hidrología a demanda máxima (19H00), en estas condiciones la Central Paute es despachada a plena carga aportando gran parte de la energía demandada por el S.N.I.
Para determinar el flujo mínimo de potencia en la Subestación Molino se considera un escenario de baja hidrología a demanda mínima (3H00), en estas condiciones la Central Paute aporta una parte de la energía demandada por el S.N.I.
4.2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN MOLINO [12]
La Subestación Molino es alimentada por la central Hidroeléctrica Paute y distribuye energía eléctrica por las líneas Molino–Pascuales, Molino–Milagro, Molino–Totoras, Molino–Riobamba a 230 kV. y Molino–Cuenca a 138 kV. La S/E Molino posee una barra de 230 kV y otra de 138 kV conectadas entre ellas mediante dos autotransformadores 230/138 kV. de 375 MVA cada uno (AT1 y AT2).
Las líneas Molino–Totoras y Molino–Riobamba poseen un solo circuito, el resto de líneas mencionadas son de doble circuito. La tabla 4.1 presenta la potencia máxima declarada por el transmisor por circuito que puede ser transmitida por estas líneas.
TRANSMISION (kV) CIRCUITOS (Km) DISEÑO TERMICO Molino - Pascuales 230 2 188,3 342 442 Molino - Milagro 230 2 143 342 442 Molino - Totoras 230 1 207,6 342 442 Molino - Riobamba 230 1 163 342 442 Molino - Cuenca 138 2 67 99,5 141 POR CIRCUITO (MVA) LINEA DE VOLTAJE
NUMERO
DE LONGITUD
CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN
Tabla 4.1 Datos técnicos de líneas de transmisión
La Central Hidroeléctrica Paute dispone de 10 generadores con una potencia total de 1075 MW, constituyéndose en la central de mayor capacidad en el S.N.I. En su primera etapa la central entró a operar con cinco unidades (Fase AB), para posteriormente incrementar su potencia con cinco unidades más (Fase C).
La fase AB está compuesta por cinco generadores de capacidad nominal de 100 MW (cada uno) conectados a la barra de 138 kV a través de un transformador 138/13.8 kV. de 114 MVA.
La fase C está compuesto por cinco generadores de capacidad nominal de 115 MW (cada uno) conectados a la barra de 230 kV a través de un transformador de 230/13.8 kV de 134 MVA.
La línea Molino–Cuenca suministra energía a la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur y Empresa Eléctrica Regional del Sur. Estas Empresas distribuidoras dependen del aporte de potencia de la S/E Molino.
Los datos de potencia de los generadores y transformadores se encuentran en el anexo A.
4.3 FLUJO MAXIMO DE POTENCIA EN LA S/E MOLINO [13] [14]
El flujo máximo sirve para encontrar las corrientes y potencias máximas en las líneas en condiciones estables de funcionamiento. Posteriormente las corrientes obtenidas del análisis de flujo máximo se comparan con las corrientes mínimas de falla para determinar si una corriente máxima se produce por falla o por carga en líneas.Para determinar el flujo máximo en condiciones normales de operación se escogió un día comprendido entre los meses de abril - septiembre. El día 2 de mayo del 2007 a las 19H00 el Sistema Nacional Interconectado registra condiciones de flujo máximo en la Subestación Molino.
Para ajustar el flujo de carga del sistema ecuatoriano y colombiano se utilizó el software DIgSILENT de Power Factory, y la información del despacho de generación proporcionada por el CENACE.
En las tablas 4.2 y 4.3 se presenta el despacho real de generación para el día 2 de mayo del 2007 a las 19H00 con la Central Paute despachada a plena carga (1008 MW).
DESPACHO DE POTENCIA EN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
POTENCIA (MW) TERMO T-ESMER 131,4 ELECAUS EAUSDES2 4,3 ELECAUS EAUSDES4 4,3 TGUAYAS TGUAYAS1 20 TGUAYAS TGUAYAS2 40 TGUAYAS TGUAYAS3 20 M.POWER MACHPOWA 65,7 T.PICH TPGUANG1 5 T.PICH TPGUANG3 T.PICH TPGUANG4 5 M.POWER MACHPOWB 66 COLOMBIA COLOM23 51,4 EEQSA G.HERNA2 5,2 EEQSA G.HERNA6 5,2 EEQSA G.HERNA4 5,2 ELECTGY E-TRINIT 131,4 EEQSA G.HERNA3 5,2 T.PICH TPGUANG7 1,4 GENEROCA GENEROC3 4,2 GENEROCA GENEROC4 4,2 GENEROCA GENEROC1 3,9 GENEROCA GENEROC2 4,1 GENEROCA GENEROC5 3,9 GENEROCA GENEROC6 4,1 GENEROCA GENEROC7 4,1 GENEROCA GENEROC8 4,2 ELECTGY E.GZ.TV2 67,9 ELECTGY E.GZ.TV3 67 ELECTR E.VASANT 32,5 EMELMANABI MAN-M12 5 EMEPE SELG1 2 EQL EQL3-U3 46 EQL EQL2-U1 45 ELECAUS EAUSMON2 1,1 EQL EQL3-U4 45 R.SUR LOJ-CA6 2,5 ELECAUS EAUSMON1 1,1 ELECTR ELEC-AT2 32,3 R.SUR LOJ-CA2 1,1 T.PICH TP.ROSA2 16,2 T.PICH TP.ROSA1 16 ELECAUS EAUSMON4 1,1 ELECAUS EAUSMON6 1,1 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
DESPACHO DE POTENCIA EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS POTENCIA (MW) H-PAUTE 1008,8 H-PUCARA 69,8 H-NACION 123 AGOYAN_H 154,5 CUM+NAY EEQVIC_H 59 GU+PA+CH EEQMOV_H 17,8 ELEAUS_H 23,6 RIOBAM_H 12,9 IBARRA RNORIB_H 7,8 TULCAN RNORTU_H 3,6 COTOPX_H 6 AMBATO_H 2,5 R-SUR_H 2,4 EMAAPQ_H 12,7 ELUZLO_H 1,6 ELUZPA_H 2,3 SIBIM_H 14,2 LA-ESP_H 5,5 CALOPE_H 14,4 SFRANC_H 68,6 CENTRALES HIDROELECTRICAS
Tabla 4.3 Despacho a demanda máxima (02/05/2007)
La demanda para el día 2 de mayo a las 19H00 fue de 2593 MW
Para determinar el flujo máximo en las líneas alimentadas por la S/E Molino se ajustó el despacho de generación para el día 2 de mayo del 2007, posteriormente se incrementó el despacho en la Central Paute (1075 MW).
En las figuras 4.2 y 4.3 se presentan los diagramas de flujo ajustado en condiciones de máximo despacho de generación de la Central Paute (1075 MW).
ANILLO DE 230 kV
PowerFactory 13.1.257
Red de 230kV FLUJO DE CARGA Periodo Lluvioso - Demanda Máxima
Anexo: T _ A T T _ R O S 0.643 -145.176 -28.656 147.977 40.989 0.396 145.223 33.979 149.145 40.989 17 2 0.034 12.770 -0.731 12.790 4.009 0.036 -12.764 -3.931 13.355 4.009 T _ A T U _ R O S 0.626 -141.325 -27.638 144.002 39.888 0.385 141.394 32.707 145.128 39.888 2 0.086 -27.254 17.694 32.494 11.702 0.098 27.317 -24.540 36.721 11.702 0.086 -27.254 17.694 32.494 11.702 0.098 27.317 -24.540 36.721 11.702 C_XFICTI_POMAS T_ATU_POM 0.489 -99.404 -50.529 111.510 38.941 0 .0 0 0 -0 .0 0 0 -0 .0 0 0 0 .0 0 0 3 8 .9 4 1 0.301 99.465 56.648 114.465 38.941 2 0.286 109.931 -3.382 109.983 33.320 0.286 -109.307 1.375 109.316 33.320 0.394 -150.157 -25.334 152.279 44.427 0.382 153.812 29.227 156.564 44.427 0.231 -86.974 15.319 88.313 27.834 0.247 88.443 -28.158 92.817 27.834 0.438 -167.715 -13.507 168.258 50.975 0.429 173.047 29.379 175.523 50.975 0.382 153.812 29.227 156.564 44.427 0.394 -150.157 -25.334 152.279 44.427 X_L_PAS 2 0.404 -154.438 -9.643 154.739 47.099 0.395 160.258 22.019 161.764 47.099 0.081 -29.218 -10.157 30.933 9.182 0.079 29.327 -6.755 30.095 9.182 0.081 -29.218 -10.157 30.933 9.182 0.079 29.327 -6.755 30.095 9.182 X_L_QVD 0.000 0.000 0.000 0.000 1 X_L_DOM 0.000 0.000 0.000 0.000 1 0.083 -27.811 -14.610 31.415 9.719 0.074 27.894 2.556 28.011 9.719 0.083 -27.811 -14.610 31.415 9.719 0.074 27.894 2.556 28.011 9.719 0.381 145.654 -0.347 145.654 44.334 0.380 -142.814 5.807 142.932 44.334 1 X _ L _ T O T 1 X_L_RIO 0.000 0.000 0.000 0.000 1 G ~ G_U7_PAUTE 4.689 114.900 25.461 117.687 92.159 G~ G_U8_PAUTE 4.689 114.900 25.461 117.687 92.159 G~ G_U9_PAUTE 4.741 114.900 35.059 120.130 94.072 G~ G_U10_PAUTE 4.741 114.900 35.059 120.130 94.072 G ~ G_U6_PAUTE 4.689 114.900 25.461 117.687 92.159 G ~ G_U4_PAU 4.309 100.000 41.197 108.154 97.330 G ~ G_U3_PAU 4.309 100.000 41.197 108.154 97.330 G ~ G_U2_PAU 4.309 100.000 41.197 108.154 97.330 T_AT2_MOL 0.501 -198... -50.966 205.289 53.2843 X_L2_MOL 0 .0 0 0 0 .0 0 0 0 .0 0 0 0 .0 0 01 X_L1_MOL 0 .0 0 0 0 .0 0 0 0 .0 0 0 0 .0 0 0 1 T_AT1_MOL 0.501 -198... -50.966 205.289 53.284 3 T_ATU_MIL 1 T _ A T K _ D C E 0.185 65.014 25.520 69.843 43.27214 0.545 -203.437 -30.072 205.648 61.536 0.542 205.677 40.657 209.657 61.536 0.367 -138.184 -4.309 138.251 41.459 0.367 138.423 4.552 138.498 41.459 T_ATK_MIL 0.246 94.637 10.011 95.165 58.728 2 0.426 -159.062 -20.395 160.364 48.090 0.411 165.034 33.880 168.476 48.090 T _ A T T _ P A S 0.384 134.986 51.892 144.617 38.724 0.608 -134.929 -46.852 142.832 38.724 1 T _ A T U _ P A S 0.374 131.665 50.253 140.929 37.735 0.592 -131.597 -45.329 139.185 37.735 1 0.231 -86.974 15.319 88.313 27.834 0.247 88.443 -28.158 92.817 27.834 T_ATT_TOT 0.123 27.578 -7.974 28.708 29.369 0.076 -27.563 8.961 28.983 29.369 2 0.381 145.654 -0.347 145.654 44.334 0.380 -142.814 5.807 142.932 44.334 G ~ G_U1_PAU 4.309 100.000 41.197 108.154 97.330 G ~ G_U5_PAU 4.309 100.000 41.197 108.154 97.330 T_TRK_RIO 0.518 -57.720 -10.209 58.616 61.920 0.157 57.783 16.888 60.201 61.920 0.000 -0.000 0.000 0.000 61.920 1 3 X_C_MIL 0 .7 5 3 0 .0 0 0 -1 8 .0 0 7 1 8 .0 0 71 T_ATU_DOM 0.065 -2.624 -14.814 15.045 9.270 0.041 2.647 15.202 15.431 9.270 2 T_ATT_QVD 0.483 -115.211 24.022 117.689 69.111 0.305 115.295 -17.129 116.561 69.111 1 POM/Pomasqui 13876.050 131.723 0.955 QVD/Quev.. 81.243 140.718 1.020 QVD/Quevedo 230 127.426 220.709 1.003 POM/Pomasqui 230126.604 219.285 0.997 DOM/SDomingo 138 77.428 134.109 0.972 DOM/SDomingo 230 126.729 219.501 0.998 ROS/SRosa 230 125.508 217.387 0.988 ROS/SRosa 138 76.703 132.854 0.963 TOT/Totoras 138 77.881 134.894 0.977 TOT /Totoras 230 127.563 220.946 1.004 RIO/Riobamba 230 128.162 221.982 1.009 RIO/Riobamba 69 37.711 65.318 0.947 TRI/230 125.328 217.074 0.987 MOL/Molino 230 136.512 236.446 1.075 MOL/Molino 138 82.739 143.308 1.038 DCE/Dos Cerritos 69 37.816 65.500 0.949 DCE/Dos Cerritos 230 125.714 217.743 0.990 MIL/Milagro 69 39.555 68.511 0.993 MIL/Milagro 138 78.251 135.535 0.982 MIL/Milagro 230 128.938 223.328 1.015 PAS/Pascuales 138 78.367 135.735 0.984 PAS/Pascuales 230 125.441 217.271 0.988 D Ig S IL E N T
