CD 2494analisis+Metodos+Sobretensiones+Por+Maniobras.desbloqueado

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

ANÁLISIS DE MÉTODOS PARA LA LIMITACIÓN DE SOBREVOLTAJES EN EL ANILLO DE 230 KV DEL SNT EN

MANIOBRAS DE RESTAURACIÓN DEL SISTEMA LUEGO DE UN COLAPSO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO ELÉCTRICO

ALEJANDRO MIGUEL ORQUERA AYALA [email protected]

DIRECTOR: ING. MARIO BARBA [email protected]

Quito, Octubre 2009

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DECLARACIÓN Yo, Alejandro Miguel Orquera Ayala, 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.

______________________ Alejandro Miguel Orquera Ayala

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CERTIFICACIÓN Certificamos que el presente trabajo fue desarrollado por Alejandro Miguel Orquera Ayala, bajo nuestra supervisión.

________________________ Ing. Mario Barba (EPN)

DIRECTOR DEL PROYECTO

_______________________________________ Ing. Fausto Valencia (CELEC - Transelectric)

CO-DIRECTOR DEL PROYECTO

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AGRADECIMIENTO A Dios todopoderoso quien guía mi camino e ilumina mi vida. A mis padres, su apoyo incondicional lo he sentido toda mi vida y ha sido la base sobre la que se cimentan todos mis esfuerzos. A mis hermanos Mario y Nathalia, son mi sangre. A mis abuelitos Pedro y Pepita, siempre han estado a mi lado cuando los he necesitado. Al Ingeniero Mario Barba Director de Tesis por su aporte de experiencia y conocimiento. A mis Compañeros de la Escuela Politécnica Nacional, quienes me acompañaron en este hermoso y sacrificado recorrido para formarnos como profesionales. Al Ingeniero Fausto Valencia, su asesoría fue fundamental para la culminación exitosa de este trabajo de grado. Al Ingeniero José Mosquera quien me brindo todas las facilidades para realizar la tesis sin preocupaciones. Al personal del COT quienes me brindaron una gran ayuda y concejo durante mi estancia en Transelectric.

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DEDICATORIA

A mis abuelitos y mis padres……

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CONTENIDO

DECLARACIÓN ................................................................................................................. ii

CERTIFICACIÓN ............................................................................................................. iii

AGRADECIMIENTO ........................................................................................................ iv

DEDICATORIA .................................................................................................................. v

RESUMEN .......................................................................................................................... xi

PRESENTACIÓN ............................................................................................................. xii

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 1

1.1 GENERALIDADES ............................................................................................... 1

1.2.1 OBJETIVO GENERAL ....................................................................................... 2

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................... 2

1.3 ALCANCE .............................................................................................................. 2

1.4 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 2

2. MÉTODOS DE LIMITACIÓN DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA . ...... 4

2.1 NOCIONES BÁSICAS DE TRANSITORIOS .......................................................... 4

2.1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 4

2.1.2 MÉTODOS PARA EL ANÁLISIS DE TRANSITORIOS .................................. 5

2.1.2.1 Método de Laplace. ....................................................................................... 5

2.1.2.2 Método de Fourier ......................................................................................... 6

2.2 NOCIONES BÁSICAS DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA....................... 6

2.2.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 6

2.3 OPERACIONES COMUNES QUE CAUSAN SOBRETENSIONES DE MANIOBRA ...................................................................................................................... 9

2.3.1 ENERGIZACIÓN Y DESENERGIZACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. ....................................................................................................................................... 9

2.3.1.1 Energización De Una Línea De Transmisión. ............................................ 10

2.3.1.2 Desenergización De Una Línea De Transmisión. ....................................... 13

2.3.2 MANIOBRAS EN CARGAS INDUCTIVAS ................................................... 13

Figura 2.6 Deformación de la corriente debido a la saturación ..................... 15

2.3.2.1. Desenergización De Transformadores ....................................................... 15

2.3.3 ENERGIZACIÓN Y DESENERGIZACIÓN DE REACTORES...................... 17

vii

2.3.4 DESPEJE Y RECONEXIÓN POR FALLA. ..................................................... 19

2.4 MÉTODOS DE CONTROL DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA ............. 20

2.4.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 20

2.4.2 MÉTODO DE CIERRE CON RESISTENCIA DE PRE-INSERCIÓN ............ 22

2.4.3 MÉTODO DE CIERRE SINCRONIZADO O CONTROLADO. ..................... 29

2.4.3.1 Secuencia De Cierre. ................................................................................... 32

2.4.4 MÉTODO CON DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES. ................... 33

3. DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA ATP. ............................................................. 40

3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 40

3. 2 ACC (ATP Control Center) ..................................................................................... 43

3.2.1 CONFIGURACIÓN DEL ACC ......................................................................... 44

3.2.1.1 Configuración de los programas principales. ............................................. 44

3.2.1.2 Configuración de los programas adicionales. ............................................ 46

3.2.2 DEFINICIÓN Y MANEJO DE PROYECTOS ................................................. 48

3.2.2.1 Definición de proyectos ............................................................................... 48

3.2.2.2 Manejo de proyectos .................................................................................... 49

3.2.3 EDITOR DE MEMOS ....................................................................................... 49

3.2.4 EJECUCIÓN DE PROGRAMAS. ..................................................................... 50

3.3 EDITOR GRÁFICO: ATPDraw v5 ......................................................................... 51

3.3.1 ENTORNO DE TRABAJO. ............................................................................... 52

3.3.2 ELEMENTOS BÁSICOS DEL ATPDRAW ..................................................... 54

3.3.3 ELEMENTOS CREADOS POR EL USUARIO. .............................................. 63

3.3.4 CREACIÓN DE UN CIRCUITO ELÉCTRICO ................................................ 65

3.3.4.1 Ejemplo: Energización De Una Línea En Vacio (Parte ATPDraw). .......... 66

3.4 COMPILADOR: ATP ............................................................................................... 70

3.4.1 COMPONENTES BÁSICOS. ............................................................................ 71

3.4.2 SUBRUTINAS DE APOYO INTEGRADAS. .................................................. 72

3.4.3 MÓDULOS DE SIMULACIÓN INTEGRADA. ............................................... 73

3.4.4 EJEMPLO: ENERGIZACIÓN DE UNA LÍNEA EN VACIO (PARTE COMPILADOR ATP) ................................................................................................. 73

3.5 VISUALIZADORES GRÁFICOS DE RESULTADOS: PCPlot, PlotXY. ............. 76

3.6 EDITOR DE TEXTOS: PF32 .................................................................................. 78

4. MÉTODOS DE RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO. .............................................................................................................. 79

4.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 79

4.2 RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO ............................................ 79

4.2.1 ÁREAS INVOLUCRADAS EN EL PROCESO DE RESTAURACIÓN. ........ 79

viii

4.2.2 SECUENCIA DE RESTAURACIÓN. .............................................................. 80

4.2.3 TIPOS DE RESTAURACIÓN ........................................................................... 80

4.2.4 POSIBLES ERRORES EN LA RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA. .......... 80

4.3 SOBRETENSIONES EN LA RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO. ................................................................................................................. 81

4.3.1 SOBRETENSIONES SOSTENIDAS DE POTENCIA FRECUENCIA. .......... 81

4.3.2 SOBRETENSIONES POR TRANSITORIOS. .................................................. 81

4.3.3 SOBRETENSIONES POR RESONANCIA DE ARMÓNICOS. ...................... 82

4.4 MÉTODOS DE RESTAURACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO. [7] ...................................................................................................... 82

4.4.1 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS ELÉCTRICAS .................................... 82

4.4.2 PASOS PREVIOS A LA RESTAURACIÓN .................................................... 83

4.4.3 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA A: POMASQUI - SANTA ROSA – TOTORAS .................................................................................................... 83

4.4.4 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA B: QUEVEDO – DAULE PERIPA - PORTOVIEJO ............................................................................................ 89

4.4.5 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA B QUEVEDO – DAULE PERIPA – PORTOVIEJO CON LA ZONA A POMASQUI – SANTA ROSA – TOTORAS: ... 90

4.4.6 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA C, SALITRAL – TRINITARIA .............................................................................................................. 91

4.4.7 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA D: MOLINO – MILAGRO – PASCUALES .............................................................................................................. 93

4.4.8 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA C SALITRAL – TRINITARIA CON LA ZONA D MOLINO – MILAGRO - PASCUALES: ................................................... 94

4.4.9 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA D MOLINO – MILAGRO – PASCUALES CON LA ZONA A POMASQUI – SANTA ROSA - TOTORAS: ............................. 95

4.4.10 CIERRE DEL ANILLO TRONCAL DE 230 KV: .......................................... 95

4.4.11 CONTINUACIÓN DE LA RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA D: MOLINO – MILAGRO – PASCUALES ............................................................... 95

4.4.12 REFORZAMIENTO DEL SNT: ...................................................................... 99

4.4.13 ACTIVACIÓN DEL AGC DEL CENACE: .................................................... 99

4.4.14 RESTABLECIMIENTO DEL SISTEMA DE EMELNORTE ........................ 99

4.4.15 POSICIÓN DE LOS LTC`S DE LOS TRANSFORMADORES DEL SNT PREVIO A SU ENERGIZACIÓN: ........................................................................... 101

4.4.16 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS. ........................................................ 101

5. - DETERMINACIÓN DE SOBRETENSIONES OCASIONADOS DURAN TE LAS MANIOBRAS DE RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SNT. ..................... 102

5.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 102

5.2 MODELADO DE LOS ELEMENTOS DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. 102

ix

5.2.1 ESTRUCTURAS. ............................................................................................. 102

5.2.2 CONDUCTOR Y LONGITUD DE LÍNEAS. ................................................. 105

5.2.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES ........................................ 106

5.2.4 EQUIVALENTES. ........................................................................................... 107

5.2.5 CARGA INGRESADA. ................................................................................... 108

5.2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES. ............................................ 109

5.3 SIMULACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN EL PROCESO DE RESTAURACIÓN DE CARGA. .................................................................................. 110

5.3.1 LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI CIRCUITO 2. ................................ 111

5.3.2 LÍNEA POMASQUI – SANTA ROSA CIRCUITO 2. .............................. 111

5.3.3 LÍNEA STA. ROSA – STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2 ................... 112

5.3.4 LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 2 ....................................... 113

5.3.5 LÍNEA TOTORAS – RIOBAMBA ............................................................ 113

5.3.6 LÍNEA JAMONDINO - POMASQUI CIRCUITO 1 ................................. 114

5.3.7 LÍNEA QUEVEDO - STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2. .................... 114

5.3.8 LÍNEA MOLINO – MILAGRO CIRCUITO 2 ........................................... 115

5.3.9 LÍNEA MILAGRO - PASCUALES. .......................................................... 115

5.3.10 LÍNEA PASCUALES - TRINITARIA ....................................................... 116

5.3.11 LÍNEA PASCUALES - MOLINO CIRCUITO 2 ....................................... 116

5.3.12 LÍNEA RIOBAMBA – MOLINO ............................................................... 116

5.3.13 LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 2 ................................... 117

5.3.14 LÍNEA MOLINO-PASCUALES CIRCUITO 1 ......................................... 117

5.3.15 LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 1 ................................... 118

5.3.16 LÍNEA MILAGRO – MOLINO CIRCUITO 1 ........................................... 118

5.3.17 LÍNEA PASCUALES – 2 CERRITOS ....................................................... 118

5.3.18 LÍNEA 2 CERRITOS - MILAGRO ............................................................ 119

5.3.19 LÍNEA POMASQUI-STA. ROSA CIRCUITO 1 ....................................... 119

5.3.20 LÍNEA MOLINO – TOTORAS. ................................................................. 120

5.3.21 LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 1 ....................................... 120

5.4 ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................. 121

6. – CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .................................................... 122

6.1 CONCLUSIONES .................................................................................................. 122

6.2 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 123

x

ÍNDICE DE FIGURAS. .................................................................................................. 124

ÍNDICE DE TABLAS. .................................................................................................... 126

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................. 128

ANEXOS .......................................................................................................................... 130

ANEXO 1: ESQUEMA DE SIMULACIÓN Y OSCILOGRAFÍAS ........................... 131

ANEXO 2: MÉTODO COMBINADO ......................................................................... 199

ANEXO 3: COMPARACIÓN ENTRE EL CABLE BLUEJAY 1113 Y EL CABLE ACAR 1200. .................................................................................................................. 203

xi

RESUMEN

En el presente trabajo de tesis se realizó la simulación de las maniobras de restauración en todas las líneas del anillo de 230 kV con el fin de determinar las sobretensiones que dichas maniobras generan y el mejor método de control para dichas sobretensiones. Las simulaciones se realizaron en el software computación ATP-EMTP, dicho software se utilizo debido a que es un software libre y presenta todas las funcionalidades necesarias para realizar el análisis de las sobretensiones en el periodo transitorio. El orden en que se simularon las maniobras fue tomado del proceso de restauración realizado por el CENCACE en el 2001. Una vez simuladas las maniobras y obtenidos los valores de sobretensiones que se generan al energizar dichas líneas, se procede a la aplicación de los métodos de control de sobretensiones con la finalidad de determinar que método es el mejor en el abatimiento de las sobretensiones y en la limitación de su transitorio para cada una de las líneas. Al final se presentan las conclusiones y recomendaciones acerca del trabajo realizado así como los anexos con las oscilografías de las simulaciones de todas las líneas.

xii

PRESENTACIÓN

Debido a los recientes colapsos del sistema nacional interconectado es recomendable estudiar los fenómenos y problemas que estos presentan al momento de la restauración de carga. En realidad los fenómenos que suceden en la restauración de carga son muchos, pero en este trabajo de tesis solo se van a enfocar aquellos causados por sobretensiones causadas por maniobra. En esta tesis se estudiaran los métodos de control de sobretensiones para evitar que se dañen los equipos después de un colapso, pero primero se realizará una breve reseña de cómo se producen y su cálculo sin profundizar mucho en el tema ya que esto es un estudio muy complejo y dicho estudio no compete a este trabajo. Los métodos de control son varios y cada uno de los cuales se explicaran a fondo con el fin de que la comprensión sobre los mismos sea optima y se pueda determinar cuál es mejor método. Para la restitución de carga del sistema nacional interconectado después de un colapso total se debe seguir un procedimiento el cual se detallará mas adelante con el fin de comprender de mejor manera la forma en que se energiza el sistema y las sobretensiones que se pueden generar. También se realizara una descripción breve del programa computacional ATP (Alternative Transient Program), con el fin de entender su funcionamiento, el por qué? de la utilización de este programa, sus ventajas y desventajas en comparación con otros programas similares. Además servirá de ayuda para poder entender de mejor manera los resultados obtenidos en las simulaciones. Al final de este trabajo de tesis se espera brindar una ayuda a CELEC SA. Transelectric en la selección de aparatos y equipos de control de sobretensiones para que el servicio eléctrico mejore, así como su confiabilidad.

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 1

1. INTRODUCCIÓN

1.1 GENERALIDADES Se puede definir a una sobretensión como una tensión variable con el tiempo, entre una fase a tierra o entre fases, cuyo valor pico es superior al valor pico de la tensión máxima del sistema de estudio. Se puede comprender que las sobretensiones son fenómenos que pueden causar daño a los equipos y aparatos del sistema eléctrico si no se los controla de manera correcta. Existen varias formas de clasificar a las sobretensiones [3], pero la clasificación más común es la que está basada en el amortiguamiento y es la siguiente: • Sobretensiones Temporales. Dentro de esta categoría están las sobretensiones de prolongada duración, es decir varios milisegundos; son poco amortiguadas con frecuencia igual o muy cercana a la de operación. Ejemplos de sobretensiones temporales son las debidas a un cortocircuito entre una fase y tierra, o a un problema de ferro-resonancia. • Sobretensiones de Maniobra. Las sobretensiones de maniobra son fuertemente amortiguadas, de una duración corta y se presentan en un rango de frecuencias que varía entre 2 y 10 kHz. Esta sobretensión generalmente se origina por las maniobras de conexión y desconexión, pero también pueden existir otras causas para este, por ejemplo, un cortocircuito puede provocar transitoriamente una sobretensión que se clasificaría dentro de este grupo. • Sobretensiones Atmosféricas. La sobretensión atmosférica es una sobretensión fase-tierra o entre fases en un punto específico del sistema, debido a una descarga atmosférica, cuya forma de onda puede ser considerada para fines de coordinación de aislamiento similar a una onda de impulso atmosférico normalizada utilizada en ensayos. La frontera entre un tipo y otro de sobretensión no es muy clara, porque si podemos decir que una sobretensión originada por un cortocircuito es de tipo temporal, esta misma sobretensión puede ser clasificada como sobretensión de maniobra. Otro aspecto que se debe tomar en cuenta es la severidad del daño que pueden causar los diferentes tipos de sobretensiones, en especial a nivel de tensión del sistema.


De acuerdo a la tensión del sistema, las sobretensiones más significativas son: • Descargas atmosféricas para sistemas con tensión nominal menor que 400

kV. • Sobretensiones de maniobra para sistemas con tensión nominal mayor que

400 kV. [26] 1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar el mejor método de control de sobretensiones al momento de realizar maniobras de restauración luego de un colapso.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Explicar los diferentes métodos de restitución de carga del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

• Analizar las diferentes causas que producen sobretensiones de maniobra.

• Simular los diferentes métodos de control de sobretensiones mediante el software ATP.

• Identificar el método más eficaz para el control de sobretensiones de maniobra.

• Simular las causas que producen sobretensiones de maniobra.

• Simular los métodos de restitución de carga del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

1.3 ALCANCE En la presente tesis, como indican sus objetivos, se tratará de determinar el mejor método de control de sobretensiones de maniobra cuando se restituye el sistema después de un colapso, para lo cual nos ayudaremos del software computacional ATP. 1.4 JUSTIFICACIÓN Cuando existen fallas graves de cualquier tipo en un sistema eléctrico, es muy probable que gran parte o todo el sistema eléctrico se quede sin energía por lo que es muy importante hacer la restitución en el menor tiempo posible, con el menor número de maniobras y el mínimo daño posible a los equipos.


Los equipos se pueden dañar mediante las maniobras de conexión y desconexión debido a las sobretensiones que estas maniobras generan, por lo que existen diferentes métodos de control, entre los cuales se tienen: -Inserción de Resistores. -Descargadores de Sobretensiones -Cierre sincronizado o controlado. La aplicación de estos métodos depende del sistema. En el presente trabajo de tesis se buscara determinar el mejor método de control de sobretensiones para el sistema eléctrico.

CAPÍTULO 2: MÉTODOS DE LIMITACIÓN DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA 4

2. MÉTODOS DE LIMITACIÓN DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA.

2.1 NOCIONES BÁSICAS DE TRANSITORIOS 2.1.1 INTRODUCCIÓN Un transitorio eléctrico es la manifestación hacia el exterior de un cambio repentino en las condiciones del sistema [11]. La causa de los transitorios es cualquier clase de cambio en los parámetros y/o en la configuración del sistema eléctrico, esto usualmente ocurre como resultado del swicheo, cortocircuitos, circuitos abiertos, cambio en las fuentes de operación, etc. La fluctuación de las tensiones, corrientes, etc. durante los transitorios son extremadamente rápidos con una duración de milisegundos o también pueden ser microsegundos. Estos procesos conllevan a intercambios de energía, los cuales usualmente son almacenados en el campo magnético de las inductancias y/o en el campo eléctrico de las capacitancias. Cualquier cambio de energía no puede ser instantáneo porque caso contrario resultaría en potencia infinita (potencia es la derivada de la energía, p=dw/dt), lo cual no concuerda con la realidad [10]. Todos los cambios transitorios son también llamados respuestas transitorias, una vez que estas respuestas desaparecen, un nuevo estado estable de operación es establecido. En este aspecto se puede decir que los transitorios describen el comportamiento del sistema entre 2 estados estables: el viejo que fue antes de los cambios y el nuevo que se plantea después de los cambios. El periodo de un transitorio es usualmente corto. El tiempo de operación en el periodo transitorio es insignificante en relación al tiempo en que el sistema permanece en estado estable. Sin embargo, aunque sean cortos, estos periodos transitorios son muy importantes, porque en esos momentos los equipos del sistema están sujetos a un gran estrés por sobrecorrientes o sobretensiones. Esto puede inutilizar una máquina, causar el cierre de una subestación, o producir un colapso en una ciudad, dependiendo del circuito involucrado. Por esta razón una apreciación clara de los acontecimientos que ocurren durante periodos transitorios es esencial para un completo entendimiento del comportamiento de un sistema eléctrico.


2.1.2 MÉTODOS PARA EL ANÁLISIS DE TRANSITORIOS Existen varios métodos para el análisis de transitorios entre cuales se conocen: • El método clásico. • El método Cauchy-Heaviside (C-H método operacional) • El método de la Transformada de Fourier • El método de la Transformada de Laplace A continuación se hará una pequeña introducción de los métodos más conocidos, que son: el método de la transformada de Fourier y el método de la Transformada de Laplace. 2.1.2.1 Método de Laplace. El objetivo de la transformada de Laplace es trasladar el problema desde el espacio original de las funciones y(t) de soluciones de la ecuación diferencial (dominio del tiempo), al espacio de sus transformadas Y(s) (dominio de la frecuencia) donde el problema se expresa en términos de resolver una ecuación algebraica lineal, cuya solución deberá ser anti-transformada para obtener la solución original [10]. La llamada transformada de Laplace bilateral (se dice bilateral para hacer énfasis en el hecho de que tanto los tiempos negativos como positivos están en el rango de integración) se define como:

(2.1)

En el análisis de problemas de circuitos, el origen y la respuesta de la función no suelen existir indefinidamente en el tiempo, y generalmente son iniciados en un especifico instante de tiempo, seleccionado como t=0. Así, estas funciones que no existen para un t<0 pueden ser descritas con la ayuda de funciones de paso simple como f(t),u(t). Siendo u(t):

(2.2)

Para estas funciones la transformada de Laplace tiene definida la integral en su límite inferior para t=0_

(2.3)

La integral anterior es definida como la transformada de Laplace unilateral, o simplemente la transformada de Laplace de f(t). El límite inferior t=0_ en este tipo de transformada es tomado con el fin de incluir el efecto de cualquier discontinuidad en t=0. Esto pude ser una función de impulso e independientes


condiciones iniciales como son las corrientes en las inductancias y los voltajes en las capacitancias. La transformada de Laplace se puede también indicar de la siguiente forma: Lf(t)=F(s), esto significa que una vez que la integral en la ecuación 2.2 ha sido evaluada, f(t), que está en el dominio del tiempo, es transformada a F(s), que está en el dominio de la frecuencia. Un aspecto a considerar es que la transformada de Laplace de una función f(t) solamente existe si la integral converge, y para que esto ocurra deben cumplirse dos cosas: 1. Estar definida y ser continua a pedazos en el intervalo 2. Ser de orden exponencial α 2.1.2.2 Método de Fourier Como la transformada de Laplace, la transformada de Fourier es muy utilizada para el análisis de transitorios en un sistema de potencia. La transformada de Fourier, al igual que la transformada de Laplace, convierte una función que está en el dominio del tiempo en una función que está en el dominio de la frecuencia, pero a diferencia de la transformada de Laplace, es que en la transformada de Fourier se transforman las funciones de tiempo en funciones de jw, una frecuencia puramente imaginaria, es decir en una función de s=c + jw, la cual es una frecuencia compleja [10]. Desde otro punto de vista, la transformada de Fourier se extiende hasta las series de Fourier, la cual representa cualquier función periódica mediante una suma infinita de armónicos de diferentes frecuencias. Los coeficientes de Fourier de dichos armónicos son funciones de múltiple nwo de una frecuencia base wo y por eso las cantidades discretas corresponden a la integral n. 2.2 NOCIONES BÁSICAS DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA 2.2.1 INTRODUCCIÓN Las sobretensiones de maniobra son de tipo interno similar que los sobretensiones temporales, con la diferencia que las de maniobra son directamente proporcionales a la tensión del sistema, mientras que los temporales permanecen casi constantes [3]. Otra diferencia entre las sobretensiones de maniobra y las temporales, es que las sobretensiones de maniobra causan efectos en el aislamiento muy diferentes a los que producen las sobretensiones temporales. Las sobretensiones de maniobra son fenómenos transitorios electromagnéticos, su probabilidad de ocurrencia es proporcional al número de fallas y operaciones


de maniobras en el sistema. La magnitud de la sobretensión está determinada por la configuración del sistema, por la potencia de cortocircuito y las características de los equipos. Los sobretensiones de maniobra tienen por lo general alto amortiguamiento y corta duración, la onda normalizada para este tipo de sobretensión es de 250/2500 µs, según la IEC en su publicación 60-2 del año 1973 [13], como se muestra en la figura 2.1.

Figura 2.1 Onda normalizada para sobretensiones

Las ondas normalizadas son de suma importancia para realizar las pruebas de aislamiento en los equipos con los diferentes tipos de sobretensiones, para realizar dichas pruebas se aplican las ondas normalizadas de forma continua un número determinado de veces para hacer un análisis probabilístico y determinar si el asilamiento es el más adecuado. La forma de generar estas ondas para sobretensiones de maniobra puede ser mediante un generador de impulsos. A continuación se expondrán los tipos de maniobra más comunes que pueden ocasionar sobretensiones elevados al momento de realizar la maniobra de conexión, desconexión o transición entre abierto-cerrado en un interruptor de potencia.



Figura 2.2 Operaciones que pueden causar sobretensi ones de maniobra

2.3 OPERACIONES COMUNES QUE CAUSAN SOBRETENSIONES DE MANIOBRA 2.3.1 ENERGIZACIÓN Y DESENERGIZACIÓN DE LÍNEAS DE T RANSMISIÓN. La energización y desenergización de las líneas de transmisión son las operaciones más comunes que suceden en un SEP., estas operaciones producen las mayores sobretensiones de maniobra y esto impone un gran estrés en los disyuntores.


La conexión o desconexión de una línea de transmisión se puede realizar sin importar el estado de sus terminales del lado de recepción, es decir de donde se conecta su carga. Las sobretensiones resultantes de esta operación dependen de las condiciones y configuración de la red, dichas condiciones suelen ser [3]:

a) La potencia de corto circuito del sistema alimentador b) El punto en la onda de tensión en que el disyuntor es cerrado. c) El nivel de compensación de la línea de transmisión. d) La longitud de la línea de transmisión. e) Las pérdidas en el conductor. f) La presencia de los equipos de protección g) El nivel de aterramiento del sistema. h) La tensión previa a la maniobra. i) El valor del resistor de pre-inserción. j) El tiempo de inserción del resistor. k) La separación entre los contactos del disyuntor. l) El valor de la carga residual en la línea.

2.3.1.1 Energización De Una Línea De Transmisión. La figura 2.3 muestra la energización de una línea de impedancia característica Zo y de longitud l, abierto en el extremo más alejado. Antes de cerrar el interruptor, la tensión en el lado de la generación en el terminal del interruptor es igual a la tensión del SEP., mientras que la tensión de la línea es 0. Al momento de cerrar, la tensión en la línea debe elevarse desde 0 a la tensión del sistema de potencia. Esto toma lugar en forma de ondas viajeras en la línea con un pico de um interactuando con los parámetros del lado de la generación del sistema. Como es una línea en vacio tiene una impedancia capacitiva, la tensión de estado estable al final de la línea es mayor que la tensión del sistema y se produce el efecto Ferranti [12].

El efecto Ferranti es una sobretensión producida en una larga línea de transmisión, relativa a la tensión al final de la misma, que ocurre cuando ésta está desconectada de la carga, o bien con una carga muy pequeña. [24]

Este efecto es debido a la inductancia y capacitancia de la línea. El efecto Ferranti será más acentuado cuanto más larga sea la línea, y mayor sea la tensión aplicada. La sobretensión es proporcional al cuadrado de la longitud de la línea. Debido a su alta capacitancia, éste efecto es mucho más pronunciado en cables subterráneos, incluso en líneas cortas.

El factor de sobretensión puede ser definida por la siguiente relación:

Donde um es el mayor pico de voltaje en un punto determinado, mientras que un es la tensión del sistema en el lado de generación antes del cierre.


La Tensión Potencia Frecuencia es la tensión de operación normal del sistema de potencia.

Esta es la relación de la tensión potencia frecuencia upf después del cierre en el punto y la tensión potencia frecuencia un en el lado de la generación después del cierre.

El factor de la tensión potencia frecuencia puede ser calculado conociendo parámetros lineales, este factor se calcula:

Donde la impedancia característica y α son calculados por:

Siendo L1 el efecto inductivo de la línea y C1 el efecto capacitivo de la línea.


Figura 2.3 Sobretensiones a tierra al cerrar una lí nea de transmisión: a) circuito básico, b) y c) tensiones en la fuente y e n la línea.

Esto muestra que el incremento en la tensión potencia frecuencia depende considerablemente de la longitud de la línea. La tensión transitoria no es tan simple de determinar y depende del instante de cierre del ángulo de fase. En el instante t=t1, ocurre la máxima superposición del transitorio generando la sobretensión potencia frecuencia.


Se produce una sobretensión en la línea de transmisión cuando no se cierran las 3 fases de forma simultánea (esta operación es realizada por el disyuntor tripolar), es decir que primero se cierra un fase y luego las otras 2, después del cierre de la primera fase en las otras 2 existen ondas viajando debido al acoplamiento que existe entre ellas. Estas ondas de tensión se propagan por la línea, reflejándose en los terminales abiertos donde las mayores sobretensiones ocurren. 2.3.1.2 Desenergización De Una Línea De Transmisión. Al desenergizar una línea de transmisión en vacío, las fases A, B y C quedarán con una tensión prácticamente igual al valor pico de la tensión fase-neutro de la fuente, debido principalmente a que en el instante en que ocurre el cruce por cero de la corriente, la tensión se encuentra en su valor máximo [13]. En sistemas con neutro efectivamente conectados a tierra se han encontrado sobretensiones de 1.3 para la componente a la frecuencia del sistema y de 1.5 para las componentes de alta frecuencia, lo que da un factor de sobretensión total del orden de 1.99 pu., por lo que este tipo de maniobra no tiene un fuerte interés desde el punto de vista de aislamiento. 2.3.2 MANIOBRAS EN CARGAS INDUCTIVAS En un sistema de alta tensión, entre las maniobras de conexión y desconexión se incluyen los bancos de transformadores, motores y banco de reactores. Los reactores son utilizados para la compensación de reactivos en el sistema; estos se conectan usualmente en el devanado en delta del terciario de los autotransformadores mediante interruptores de alta tensión. Los bancos de reactores se emplean varias veces al día por lo que los interruptores para esta operación deben funcionar de forma satisfactoria. Los casos más conocidos donde se presenta la interrupción de pequeñas corrientes inductivas, aparte de la energización de banco de reactores shunt, son: • Corrientes de carga de transformadores que alimentan a reactores shunt. • Corrientes magnetizantes de transformadores sin carga. • Corrientes de carga de motores de inducción. Cuando se abre el interruptor en un circuito con corriente magnetizante de un transformador sin carga de un motor de inducción en vacio, se pueden generar sobretensiones muy altas en el lado de carga del interruptor, dichas sobretensiones generan descargas, que al ocurrir en el aislamiento, este se debilita pudiendo originar una falla permanente. A continuación se muestra el circuito equivalente de un transformador monofásico o reactor. La corriente Ic(t) a 60Hz es demasiado pequeña comparada con IL(t), por lo que se deduce que la corriente que circula por el interruptor en estado estable es IL(t) [13].


Figura 2.4 Transformador Monofásico o Reactor

En la figura 2.5 se observa que la Ic(t) está en oposición de fases con la IL(t), si el interruptor interrumpe la corriente en su cero natural (60Hz), el capacitor C se carga a la tensión máxima y a través de L y C no existe circulación de corriente. Inmediatamente después, el capacitor C se descarga sobre la inductancia L oscilando a la frecuencia .

En transformadores de alta relación los valores de frecuencia se manifiestan bajos, la frecuencia también varía para transformadores de la misma relación de tensión. Para ser precisos la frecuencia no es constante, debido a la saturación del núcleo como se ve en la figura 2.6


Figura 2.5 Sobretensiones y Corrientes durante la d esconexión de una carga

inductiva.

Figura 2.6 Deformación de la corriente debido a la saturación

2.3.2.1. Desenergización De Transformadores La magnitud de corriente de magnetización de un transformador es muy pequeña, y dicha corriente es la que enfrenta el interruptor de potencia cuando el transformador está operando en vacío o a poca carga. La desconexión de esta corriente sin re-cierre no es fácil para los interruptores ya que el poder de extinción de estos está relacionado con la magnitud de la corriente [13]. El transformador almacena energía eléctrica a través de su capacitancia e inductancia, estos parámetros se pueden relacionar con su potencia y tensión


nominal. Para la capacitancia de un transformador en función al núcleo se puede obtener de la siguiente forma:

Donde P es la potencia nominal del transformador referida a su enfriamiento. La inductancia media para la espira es:

Donde V es la tensión nominal en kV de fase a fase y Z% la impedancia del transformador. Al descargarse la energía magnética, esta se transforma en energía capacitiva, la tensión máxima que se observa es:

Nota: El subíndice 2 que aparece en cada uno de los parámetros es para indicar que se están refiriendo al secundario del transformador y el subíndice 1 indica que se está refiriendo al primario del transformador. Esta tensión decae a cero con la siguiente frecuencia oscilatoria:

Lo que sería el fenómeno del lado derecho del interruptor que a su vez se encuentra conectado el transformador. Del lado izquierdo se observa un fenómeno oscilatorio similar:

Y su frecuencia:


Estos dos fenómenos se observan en el oscilograma de la figura 2.7 en donde se describe la tensión del interruptor. Durante la interrupción de corrientes de excitación se pueden presentar sobretensiones muy peligrosas si el transformador se desconecta inmediatamente después de ser energizado apareciendo sobretensiones superiores a las que se presentan en la interrupción de reactores.

Figura 2.7 Oscilograma para la desconexión de un tr ansformador en vacío.

2.3.3 ENERGIZACIÓN Y DESENERGIZACIÓN DE REACTORES. Existe una diferencia fundamental entre la interrupción de la corriente de un reactor y la corriente de excitación de un transformador y es que en el núcleo del transformador se produce el fenómeno de histéresis, lo que produce que solo una


parte de la energía almacenada en el transformador sea liberada, mientras que en el reactor por estar formado por entrehierros relativamente grandes usualmente no existe efecto de histéresis causando que la energía almacenada en el reactor sea mayor que en el transformador, otro aspecto a considerar es que la corriente de los reactores es superior que la fracción de la corriente de excitación del transformador [3]. Por todo lo anterior las sobretensiones son mayores en la desconexión de reactores mientras que en el caso de energización se obtiene una ventaja en el decaimiento de la sobretensión en comparación con las sobretensiones que se producen cuando se energiza una línea.

Definiendo como VR al aumento proporcional de tensión antes de la conexión del reactor y como VD a la caída proporcional de tensión causada por la conexión del reactor. Mediante las tensiones explicadas anteriormente se puede dar una expresión aproximada para calcular la máxima sobretensión transitoria vL,max.

En la mayoría de los casos, los reactores tipo shunt son conectados cuando la elevación de la tensión tiende a exceder el 10% y logra una tensión de compensación (VD) de casi el 100%. Por lo tanto, para los rangos de valores entre un 10% a 30% para el VR y de 0% a 100% para el VD, el valor del pico máximo de la sobretensión transitoria varía, lo que podemos observar en la figura 2.8.

Figura 2.8 Picos máximos de sobretensiones transito rias de reactores en

relación de VD para varios VR


Se puede observar en la figura 2.8, que inclusive en casos en que se utiliza el reactor para compensar caídas de tensión extremas (en orden de un 30%), la máxima sobretensión transitoria del reactor es un valor muy pequeño menos del 1.3 por unidad. 2.3.4 DESPEJE Y RECONEXIÓN POR FALLA. En sobretensiones por reconexión trifásica, el factor de sobretensión crece de forma abrupta llegando a valores de 3 por unidad, mientras que el despeje trifásico se realiza mediante 3 posibles secuencias. A continuación se presenta un grafico con las 3 corrientes de fase A,B,C y se observa que presentan una fase de 90o,-30o y -150o respectivamente [13].

Figura 2.9 Corrientes de una línea de transmisión.

Asumiendo que el despeje de los polos del interruptor se realiza en el instante en que la corriente circula por el cruce natural es decir por 0, es indiscutible que existe una discordancia entre los polos a pesar que la señal de apertura llegue al mismo tiempo para las 3 fases.


2.4 MÉTODOS DE CONTROL DE SOBRETENSIONES DE MANIOBRA 2.4.1 INTRODUCCIÓN Por la sección anterior se conoce que las sobretensiones son muy peligrosas para los equipos y para el aislamiento del sistema de potencia, además se explico que existen diferentes tipos de sobretensiones de maniobra, así como las operaciones que las causan. Para limitar dichas sobretensiones se tienen varios métodos, los cuales se ven en la figura 2.10. Se realiza la explicación de los más conocidos y comunes los cuales son [3]: - Resistencia de pre-inserción. - Cierre sincronizado. - Descargadores de sobretensiones. Para cada método de control de sobretensiones se da un ejemplo el cual está hecho en el software ATP el cual nos permite observar de mejor manera mediante sus herramientas los cambios de tensión y como este se mitiga con la aplicación del método.


Figura 2.10 Métodos de control de sobretensiones de maniobra.


Para la realización de los ejemplos se simulará un sistema simple, tomando como referencia la línea Jamondino – Pomasqui de la interconexión Ecuador-Colombia. La forma en que se modeló, datos utilizados y parámetros utilizados, se presentaran en el capítulo 5. El modelado de este sistema es el siguiente:

LCC

136.5 km

JAMONDINO Equivalente

POMA

V

Circuito 2 Circuito 2

Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV POMASQUI

Figura 2.11 Sistema Modelado En ATP

2.4.2 MÉTODO DE CIERRE CON RESISTENCIA DE PRE-INSERCIÓN Para reducir las sobretensiones que ocurren cuando se energiza una línea en vacío existen diferentes formas, una de ellas es mediante la instalación de una resistencia de pre-inserción en los interruptores. Dicha resistencia se conecta en paralelo a lo contactos principales del interruptor. Las resistencias de apertura permiten una baja carga en la línea lo que origina que la sobretensión en el re-cierre y cierre sea reducida [3]. Para calcular la sobretensión que debemos tener en cuenta para la determinación de la resistencia de pre-inserción tenemos que hacer un estudio estadístico de varias operaciones de maniobra, es decir, se debe analizar el comportamiento de las sobretensiones para varias maniobras de cierre, para lo cual el programa ATP tiene una herramienta que nos sirve para este propósito que es el “statistic switch” [15,16].

LCC

136.5 km


POMA

VSSTAT

STAT

STAT


Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV POMASQUI

Figura 2.12 Sistema modelado con interruptores esta dísticos.


Mediante el “statistic switch” el ATP nos brinda un resultado que determina la máxima sobretensión en pu con la cual debemos trabajar. Se han tomado 100 maniobras de cierre durante 0.1 segundos, empezando desde 0.02 segundos, y el resultado es el siguiente:

Figura 2.13 Distribución de probabilidad para la en ergización de una línea en

vacío.

Tabla 1: Resultados del interruptor estadístico.

1.65 309860.452 0

1.7 319250.163 3

1.75 328639.874 3

1.8 338029.585 6

1.85 347419.295 4

1.9 356809.006 3

1.95 366198.717 3

2 375588.427 2

2.05 384978.138 0

2.1 394367.849 8

2.15 403757.559 4

2.2 413147.27 12

2.25 422536.981 8

2.3 431926.691 11

2.35 441316.402 11

2.4 450706.113 1

2.45 460095.823 2

2.5 469485.534 4

2.55 478875.245 4

2.6 488264.955 3

2.65 497654.666 3

2.7 507044.377 2

2.75 516434.087 2

2.8 525823.798 1

Tension en

pu. Tensión [V]

Densidad de

frecuencia


Se obtiene de la tabla anterior que 2.2 pu., es la sobretensión para la cual se debe proteger ya que es la que más probabilidad de ocurrencia tiene. Para la determinación de la resistencia de pre-inserción se realiza mediante un modelo iterativo [13], es decir ir variando la resistencia entre 100Ω y 1000Ω. y el tiempo de inserción entre 6 y 15 milisegundos. Para el método iterativo de la resistencia vamos a considerar un tiempo de inserción de 9 milisegundos constante para todos los valores de resistencia, así tenemos:

Tabla 2: Sobretensiones De Cada Fase Variando La Re sistencia De Pre inserción

R[ohm] FASE A FASE B FASE C FASE A pu. FASE B pu FASE C pu

100 201456.00 296744.00 298284.00 1.07 1.58 1.59

200 207152.00 251497.00 253148.00 1.10 1.34 1.35

300 214068.00 219449.00 221280.00 1.14 1.17 1.18

400 220665.00 227708.00 209909.00 1.18 1.21 1.12

500 226876.00 238292.00 213440.00 1.21 1.27 1.14

600 232667.00 249202.00 215962.00 1.24 1.33 1.15

700 237989.00 260247.00 217547.00 1.27 1.39 1.16

800 242801.00 271259.00 218279.00 1.29 1.44 1.16

900 247086.00 282092.00 218254.00 1.32 1.50 1.16

1000 250846.00 292627.00 217582.00 1.34 1.56 1.16

Figura 2.14 Tendencia de las sobretensiones variand o la resistencia de pre

inserción.


Se observa que las resistencias de 300Ω y 400Ω presentan el mejor abatimiento de las sobretensiones, ahora con estas resistencias se varía el tiempo de inserción del mismo modo que con la resistencia. Se tiene, por lo tanto:

Tabla 3: Sobretensiones De Las Diferentes Fases Var iando El Tiempo De Inserción.

Resistencia de 300 ohm

Tiempo de

inserción FASE A FASE B FASE C

FASE A pu.

300

FASE B pu

300

FASE C pu

300

6 ms 200459.00 226536.00 220328.00 1.07 1.21 1.17

8 ms 200840.00 220467.00 220328.00 1.07 1.17 1.17

10 ms 210755.00 219976.00 221103.00 1.12 1.17 1.18

12 ms 212019.00 219976.00 227148.00 1.13 1.17 1.21

14 ms 199624.00 219976.00 220328.00 1.06 1.17 1.17

Resistencia de 400 ohm

Tiempo de

inserción FASE A FASE B FASE C

FASE A pu

400

FASE B pu

400

FASE C pu

400

6 ms 201824.00 237171.00 225282.00 1.07 1.26 1.20

8 ms 202864.00 230724.00 197231.00 1.08 1.23 1.05

10 ms 217579.00 212422.00 229241.00 1.16 1.13 1.22

12 ms 220021.00 206452.00 238504.00 1.17 1.10 1.27

14 ms 201359.00 226664.00 224596.00 1.07 1.21 1.20


Figura 2.15 Tendencia de las sobretensiones en func ión del tiempo de inserción.

Tomando como referencia las curvas anteriores se puede determinar que la resistencia a utilizar es la 400Ω porque en conjunto es la que presenta una menor sobretensión en todas las fases y el tiempo de inserción debe ser en 8 [ms] para el interruptor 2., ya que en ese tiempo el abatimiento de la sobretensión es mayor. Con los datos obtenidos anteriormente procedemos a modelar en ATP el sistema anteriormente mencionado con resistencia de pre-inserción y sin resistencia de pre-inserción, y estos son los resultados:


JAMONDINOLCC

136.5 km

Equivalente Interruptor2

X0024 POMAR

VS

Interruptor1

Res.Preinser

I


Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV con Resistencia De Preinsercion

POMASQUI

Figura 2.16 Esquema de simulación del método de res istencia de pre

inserción

FASE A

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMARA 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

SOBRETENSION DE MANIOBRA CON Y SIN RESISTENCIA DE PRE-INSERCIÓN FASE A


FASE B

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMAB v:POMARB 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSION DE MANIOBRA CON Y SIN RESISTENCIA DE PRE-INSERCIÓN FASE B

FASE C

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMAC v:POMARC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSION DE MANIOBRA CON Y SIN RESISTENCIA DE PRE-INSERCIÓN FASE C

Figura 2.17 Oscilografías del método de resistencia de pre inserción para las

diferentes fases.

Como se puede apreciar en las gráficas, la sobretensión de cada una de las fases es abatida en gran medida, así se podrá proteger a los diferentes aparatos y equipos de la red. En la siguiente tabla se pone en evidencia la utilidad de la resistencia de pre inserción.


Tabla 4: Sobretensiones Sin Y Con Resistencia de Pr e Inserción

Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C

Sin método de control de sobretensiones 245048 366363 398925 300121.28 448701.21 488581.35 1.30 1.95 2.12

Con Resistencia de Pre inserción 202864 230724 197231 248456.64 282578.04 241557.66 1.08 1.23 1.05

Voltajes Pico Fase - Tierra Voltajes RMS Fase-Fase Voltajes pu.

2.4.3 MÉTODO DE CIERRE SINCRONIZADO O CONTROLADO. Este método como su nombre lo indica se realiza mediante un cierre controlado, es decir, se lo realiza cuando la diferencia de potencial sea cero en los contactos del interruptor. Esto quiere decir que el cierre se realiza cuando la tensión de la fuente y la carga de la fase a cerrar primero tienen la misma polaridad [3].

(file cierre.pl4; x-var t) v:VEA v:VEB v:VEC 16 18 20 22 24 26 28 30 32*10 -3

-300

-200

-100

0

100

200

300

*103

Figura 2.18 Sobretensiones que ingresan al interrup tor.

En el grafico anterior esta señalado el instante de cierre que se escogió para los interruptores, como se puede observar el instante para las 3 fases es diferente por lo que el tiempo de cierre de cada interruptor es único. El instante de cierre escogido para cada una de las fases se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 5: Tiempos De Cierre Para Cada Fase.

Tiempo de cierre [s]

Fase A 0.0208267 Fase B 0.0263711

Fase C 0.0236089


Para las simulaciones se ha determinado un tiempo de cierre de 0.02 [s] para las tres fases para el caso de cierre sin control. Con los datos obtenidos se procede en el software ATP y los resultados fueron los siguientes:

JAMONDINO EquivalenteLCC

136.5 km POMAC

VSCircuito 2 Circuito 2

Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV con Cierre controlado

POMASQUI

Figura 2.19 Esquema de simulación del método de cie rre sincronizado

FASE A

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMARA 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN CIERRE CONTROLADO FASE A


FASE B

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAB v:POMACB 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN CIERRE CONTROLADO FASE B

FASE C

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAC v:POMACC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN CIERRE CONTROLADO FASE C

Figura 2.20 Oscilografías del método de cierre sinc ronizado


Como se observa en las oscilografías, el abatimiento de la sobretensión es considerable para las 3 fases, además se obtiene una pronta recuperación del estado estable. Para tener una visión más clara se realiza la comparación entre las sobretensiones con y sin cierre controlado, los resultados son los siguientes:

Tabla 6: Sobretensiones Sin Y Con Cierre Sincroniza do.

La desventaja de este método es que se necesitan interruptores de operación rápida y precisa, ya que si no se realiza en el tiempo preciso, en vez de producir un abatimiento de la sobretensión producirían una sobretensión más grande dañando a los equipos, debido a que el instante de cierre es uno de los factores más determinantes en la generación de sobretensiones de maniobra. 2.4.3.1 Secuencia De Cierre. El abatimiento de las sobretensiones se realiza en mayor o menor grado, dependiendo de la secuencia de cierre de las fases, para demostrar este fenómeno y determinar la mejor secuencia de cierre, se ha tomado la línea Totoras-Sta. Rosa y se han simulado todas las secuencias posibles de cierre y se obtuvieron los siguientes resultados:

LCC

230 kV

CargaACB

V

Equivalente

LCC

230 kV

CargaCBA

V

Equivalente

LCC

230 kV

CargaABC

V

Equivalente

LCC

230 kV

CargaBAC

V

Equivalente

LCC

230 kV

CargaBCA

V

Equivalente

LCC

230 kV

CargaCAB

V

Equivalente







Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV con Cierre controlado






Figura 2.21 Diferentes Secuencias de Cierre.



Con Cierre Controlado 213522 210646 241636 261509.97 257987.61 295942.45 1.14 1.12 1.29



Tabla 7: Tensiones Por Fase Y Secuencia

Fase Tensión

ABCA 215389

ABCB 216150

ABCC 233573

ACBA 198701

ACBB 200061

ACBC 202822

BACA 228773

BACB 203061

BACC 236284

BCAA 236686

BCAB 210963

BCAC 220561

CABA 202102

CABB 202556

CABC 197401

CBAA 238922

CBAB 225077

CBAC 206630

Tabla 8: Mínimas Tensiones Producidas Min Fase (A) Min Fase(B) Min Fase(C)

198701 200061 197401

Mediante estos resultados se puede determinar que la mejor secuencia de cierre es la ACB ya que es la que produce el mayor abatimiento en las Fases: A, B, y un abatimiento considerable en la Fase C. 2.4.4 MÉTODO CON DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES. La utilización de los descargadores de sobretensiones permite que podamos reducir el aislamiento de los diversos equipos en sistemas de transmisión, además constituyen la principal protección contra sobretensiones atmosféricas, sobretensiones temporales y de maniobra. Generalmente se los coloca en paralelo con el equipo que se desea proteger, con el fin de disipar las sobrecorrientes drenándolas a tierra [3]. De modo ideal los descargadores de sobretensiones deberían trabajar de la siguiente manera: 1. – Comenzar a conducir solamente a partir de una tensión por encima de la tensión nominal.


2. – Mantener esta tensión, con pequeñas variaciones durante todo el tiempo que permanece el pico de tensión. 3. – Cesar la conducción una vez que la tensión es muy próxima a la tensión con que empezó a conducir. Para líneas de transmisión largas se ha demostrado mediante varios estudios que los descargadores de sobretensión se deben colocar al inicio y al final de la línea, esto se fundamenta en que los descargadores de sobretensiones basan su funcionamiento óptimo en relación de la resistencia que existe entre la fuente de tensión y el equipo que se desea proteger. En el siguiente grafico se puede observar el abatimiento de la sobretensión cuando se tiene descargadores de sobretensiones solo en el inicio y cuando se tiene en ambos lados de la línea.

Figura 2.22 Sobretensiones con sin descargadores al final de la línea en función de la longitud de la línea.

Mientras más larga es la línea mayor es el efecto de abatimiento de las sobretensiones por medio de los descargadores de sobretensiones si colocamos en ambos lados de la línea.


Para la simulación vamos presentar los 2 casos, con descargadores de sobretensiones solo al inicio de la línea, y cuando se tiene en los dos lados de la línea. Primero se va a simular el caso en que solo tiene el descargador de sobretensiones en el inicio de la línea. Así tenemos lo siguiente:


136.5 km pompr

V


Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV con Descargadores de Sobretensiones al Inicio de la Línea

POMASQUI

Figura 2.23 Esquema de simulación con descargadores de sobretensiones en el inicio de la línea.

FASE A

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMPRA 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES EN EL INCIO DE LA LÍNEA FASE A


FASE B

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAB v:POMPRB 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES EN EL INCIO DE LA LÍNEA FASE B

FASE C

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAC v:POMPRC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENCIONES EN EL INCIO DE LA LINEA FASE C

Figura 2.24 Oscilografías del método con descargado res de sobretensiones en el inicio de la línea.

Como se puede observar en las oscilografías, prácticamente no existe abatimiento en la sobretensión en cada una de las fases, por lo que si nos basamos en estos resultados este método de esta forma resulta muy ineficaz, en la siguiente tabla se expresa de mejor manera:


Tabla 9: Sobretensiones Sin Y Con Descargadores De Sobretensiones En El Inicio De La Línea.

A continuación se procede a simular con descargadores de sobretensiones en ambos lados de la línea, así obtenemos lo siguiente:


136.5 km pomap

V


Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

POMASQUI

Figura 2.25 Esquema de simulación con descargadores de sobretensiones

en ambos lados de la línea.

FASE A

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMAPA 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES EN AMBOS LADOS DE LA LÍNEA FASE A



Con Descargadores de Sobretensiones al inicio de la línea 230115 354840 350086 281832.17 434588.47 428766.03 1.23 1.89 1.86



FASE B

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAB v:POMAPB 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES EN AMBOS LADOS DE LA LÍNEA FASE B

FASE C

(file metodos.pl4; x-var t) v:POMAC v:POMAPC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

SOBRETENSIONES DE MANIOBRA CON Y SIN DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES EN AMBOS LADOS DE LA LÍNEA FASE C

Figura 2.26 Oscilografías del método con descargado res de sobretensiones en ambos lados de la línea.


Aquí observamos que el abatimiento es mucho mejor al utilizar descargadores de sobretensiones en ambos lados de la línea, realizando la misma tabla que en el caso anterior se tiene:

Tabla 10: Sobretensiones Sin Y Con Descargadores De Sobretensiones Ambos Lados De La Línea.



Con Descargadores de Sobretensiones en Ambos Lados de la línea 207934 316729 310939 254666.10 387912.22 380820.95 1.11 1.69 1.66


Como conclusión se puede decir que al utilizar el método de descargadores de sobretensiones se deben utilizar descargadores en ambos lados de la línea para que el abatimiento de las sobretensiones sea el más adecuado.

CAPÍTULO 3: DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA ATP. 40

3. DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA ATP. 3.1 INTRODUCCIÓN El programa computacional ATP-EMTP (Alternative Transients Programs-Electromagnetic Transients Program), es un software que nos permite simular los fenómenos transitorios que son de naturaleza electromagnética, electromecánica y de sistemas de control en sistemas polifásicos y monofásicos de un sistema eléctrico de potencia [5]. EL EMTP fue desarrollado a fines de la década del sesenta por el Dr. Hermann DOMMEL, quien cedió el programa a la Beneville Power Administration (BPA). La comercialización del producto comenzó en 1984 por el “EMTP Development Coordination Group” y por el “Electric Power Research Institude (EPRI)” de Palo Alto, California. El nombre de ATP recién se lo da en 1984 cuando los doctores Meyers y Liu no aprobaron la comercialización del producto EMTP por parte de BPA. Entonces el doctor Meyers en su tiempo libre comenzó un nuevo programa basado en una copia del EMTP de BPA que era de dominio público. Desde entonces el software ATP ha estado desarrollándose continuamente por medio de contribuciones internacionales, por ejemplo en la universidad de Bélgica existe un grupo a cargo del desarrollo del ATP. Cabe recalcar que ATP no es un software libre, esto quiere decir que para utilizarlo se debe obtener una licencia, la licencia es gratis para todo aquel que no ha participado en la venta o comercio de EMTP. ATP es una herramienta diseñada para analizar, tanto en individualidad como en su conjunto, los diferentes elementos que componen un sistema eléctrico, así como los sistemas de control asociados a los equipos eléctricos. Los estudios que utilizan ATP tienen objetivos que se pueden clasificar en 2 categorías [4]: 1.- Es el diseño en el cual se incluyen el dimensionamiento de los equipos, coordinación de aislamiento, nivel de tensión, diseño de los elementos de protección y control, etc. 2. – Es la solución de los problemas de operación, estos suelen ser fallas en las líneas, análisis de sobretensiones, análisis de transitorios. A continuación hacemos una lista de los casos típicos de estudio donde se utiliza ATP:


• Transitorio de maniobra a) Determinísticos. b) Probabilísticos. c) Maniobra de reactores. d) Maniobra de capacitores. e) Maniobra de interruptores. f) Re-cierres rápidos. g) Tensión transitoria de restablecimiento. h) Transitorios de maniobra en cables.

• Impulsos atmosféricos a) Contorneos inversos. b) Impulsos inducidos. c) Ingresos de impulsos atmosféricos a subestaciones.

• Coordinación de aislamiento a) Líneas aéreas. b) Subestaciones. c) Subestaciones blindadas en SF6 (GIS). d) Descargadores.

• Solicitaciones torsionales de ejes a) Resonancia sub-sincrónica. b) Rechazo de carga.

• Sistema de alta tensión en corriente continua (HVDC) a) Control. b) Transitorios eléctricos. c) Armónicas.

• Compensadores estáticos a) Control. b) Sobretensiones. c) Armónicos.

• Ferroresonancia

• Análisis armónico

• Arranque de motores

• Sistemas de control

• Análisis de sistemas desbalanceados


El software ATP-EMTP como se menciona anteriormente resuelve sistemas eléctricos monofásicos y trifásicos para lo cual la especificaciones de equipos y definición de parámetros eléctricos son fundamentales. El ATP tiene el objetivo de calcular el valor que obtienen las diferentes variables del sistema en un determinado tiempo. Para lograr este objetivo el ATP trabaja con modelos que simulan el comportamiento de los diferentes elementos constitutivos de un sistema eléctrico, como: resistencias, inductancias, capacitancias, generadores, líneas de transmisión, interruptores, etc. Los cuales son de muy fácil parametrización y nos permiten modificar sus características si fuera necesario. En lo que se refiere a su capacidad, el ATP-EMTP nos permite resolver con garantías de resolución sistemas con estructuras de hasta 6000 nudos, 10000 ramas, 900 fuentes, 1200 interruptores, 90 maquinas sincrónicas y 2250 elementos no lineales [4]. En el software ATP para realizar cualquier estudio intervienen varias aplicaciones, entre las que tenemos:

- Las diferentes versiones del compilador ATP - Editor de texto - Editor gráfico de circuitos eléctricos - Herramientas para la visualización gráfica de los resultados.

Todos estos programas se pueden acceder de forma independiente y cada uno de ellos trabaja de forma individual, pero trabajar de esta forma es muy ineficiente y demora el desarrollo. Para evitar esto existe una herramienta llamada ACC (ATP Control Center) que integra todas estas herramientas y nos permite realizar la secuencia de trabajo de una forma rápida y ordenada. Dicha secuencia de trabajo puede ser resumida de la siguiente manera:

1. – Mediante el editor grafico de circuitos eléctricos creamos el modelo de estudio. Se crea en extensión (.adp, .cir, .acp)

2. – Una vez creado el modelo de estudio, se crea un archivo fuente de

extensión .atp que contiene el código del modelo, este archivo es utilizado por el compilador del ATP. Este archivo también puede ser creado por medio del editor de texto.

3. – Ejecutamos el compilador ATP utilizando el archivo .atp como fuente, al realizar esta acción se crean los archivos de extensión .lis y .pl4 que contienen los resultados de la simulación.

4. – Visualización de resultados, esto se puede realzar de dos formas, la primera mediante el editor de texto que utiliza como fuente el archivo con la extensión .lis, aquí se muestran los datos y resultados de forma textual y escrita. El archivo de extensión .pl4 se abre con el visualizador grafico en el cual nos muestra los resultados de una forma grafica y colorida.


Mediante el siguiente esquema se explica de mejor manera la interacción entre los diferentes programas.

Figura 2.35 Interacción entre los diferentes progra mas de ATP-EMTP

3. 2 ACC (ATP Control Center) El ACC fue desarrollado como un navegador central entre las diferentes aplicaciones que contiene el ATP-EMTP, es una aplicación de 32-bits que corre bajo Windows 95/98/NT/2K/XP/Vista [6]. Algunas de las características más relevantes de esta aplicación son: • Tiene la opción de trabajar con 2 versiones de ATP • Permite la integración y enlace de hasta 10 programas adicionales. • Ejecuta archivos de ATP, ATPDraw, PCPlot, PFE32 con solo dar doble clic

sobre el nombre del archivo. • Tiene una ventana de eventos, donde se van guardando todos los comandos

que se han realizado. Mediante esta ventana se pueden volver a ejecutar


estos comandos con solo hacer clic con el mouse sobre aquel cuya ejecución se desea repetir.

• Permite definir “proyectos” de casos de simulación.

Figura 3.1 Pantalla Inicio ACC

3.2.1 CONFIGURACIÓN DEL ACC Cuando ejecutamos por primera vez el ACC, los programas principales y adicionales deben ser registrados por el usuario. De esta manera, se deben definir una serie de parámetros generales y otros relativos a los programas principales y adicionales. 3.2.1.1 Configuración de los programas principales. Para proceder a configurar los programas principales que son: ATPDraw, PFE32, PCPlot, PlotXY, ATP, hacemos clic en la pestaña Settings y luego a la opción ATP Program Settings, hay nos aparece una ventana como nos muestra la figura 3.2.


Figura 3.2 Ventana De Dialogo para configuración de programas principales

– ATP.

Aquí en esta pestaña se configuran los tipos de compiladores que se tienen, los más comunes son el GnuATP y el WatATP, para lo cual se deben llenar los siguientes campos: • Menu name: Es el nombre del programa. • ATP Program: Es la ubicación del archivo .bat en nuestro disco duro, dicho

archivo contiene las instrucciones para hacer que el programa funcione desde el ACC. Si no se tiene el archivo .bat es necesario crearlo.

• File Extension: Es la extensión de los archivos que el programa puede ejecutar.

Una vez configurados todos los parámetros pasamos a la siguiente pestaña que se muestra en la figura 3.3


Figura 3.3 Ventana De Dialogo para configuración de programas principales

– ATPDraw/Plor prg/Editor.

En esta pestaña se configuran los siguientes programas: ATPDraw, PlotXY, PFE32. Al igual que la pestaña anterior existen varios campos que hay que llenar para cada uno de los programas: • Program name: Es la ubicación del archivo ejecutable .EXE del programa. • File Extension: Es la extensión del archivo que el programa puede ejecutar. Para aplicar los cambios se hace clic en el botón Apply situado en la parte inferior de cada una de las pestaña. 3.2.1.2 Configuración de los programas adicionales. En el ACC existe la posibilidad de llamar a otros programas aparte del paquete de ATP, colocando su icono en la barra de acceso rápido.


Para añadir, modificar o eliminar los programas adicionales se hace clic en el menú User Programs y luego ir a la opción Add/Edit/Deleted Progs . Al realizar esta acción aparece una ventana igual a la figura 3.4.

Figura 3.4 Ventana de dialogo para ingresar nuevos programas.

La ventana aparece con 3 pestañas, cada una de las pestañas está diseñada para realizar una opción diferente: • Pestaña New Add: En esta pestaña procedemos a ingresar un nuevo

programa. Los campos que hay que llenar son similares a los que vimos en el apartado anterior.

• Pestaña Edit: Si se hubiera tenido un programa previamente configurado en esta pestaña se puede editar dicho programa, ya sea cambiándole el nombre, su icono, o su ubicación en el disco duro.

• Pestaña Prog Delete: En esta pestaña aparece una lista de los programas externos que han sido configurados, mediante esta lista se pueden eliminar dichos programas.


3.2.2 DEFINICIÓN Y MANEJO DE PROYECTOS El ACC brinda la posibilidad de de crear, manejar, eliminar, editar varios proyectos a la vez. Cada proyecto debe tener su propio directorio con el fin de no confundir los diferentes que se crean con las simulaciones. Al crear un proyecto lo que se está hace es que todos los archivos que son creados mediante las simulaciones se establezcan en un solo directorio con el fin de facilitar su búsqueda y acceso [6]. 3.2.2.1 Definición de proyectos Para crear, editar y modificar proyectos tenemos que hacer clic en el menu Projects que aparece en la ventana de inicio, y seleccionamos la opción que se desea.

Figura 3.5 Menú Projects

La figura 3.6 es la ventana de dialogo que se presenta cuando se quiere añadir un nuevo proyecto, el contenido es similar a la ventana de editar proyectos. En esta venta se definen los siguientes datos:

Figura 3.6 Definición de proyectos.


• Project Name: Nombre del Proyecto. • Working Directories: El directorio de trabajo de cada uno de los programas,

es decir donde cada uno de los programas va a guardar sus archivos. • La extensión de los archivos con que va a trabajar cada uno de los programas.

Únicamente podemos seleccionar las extensiones de archivos que hemos definido en el editor de filtros.

En este punto se observa, que si se cambia la ubicación de un directorio, el cambio se realiza en los otros apartados también, esto tiene como fin el que todos los archivos del proyecto estén en una misma carpeta. Si se desea cambiar la extensión de trabajo de alguno de los programas principales es necesario ingresar al editor de filtros Filter Editor , que se encuentra en el menú Porjects y modificar las extensiones haciendo doble clic en la columna Filter.

Figura 3.7 Editor de filtros.

3.2.2.2 Manejo de proyectos Si se ha definido correctamente un proyecto, se puede acceder a este mediante el menú desplegable que se encuentra en la esquina superior izquierda. Al seleccionar el proyecto del menú, la ventana del árbol de directorios se coloca automáticamente en la carpeta de trabajo. 3.2.3 EDITOR DE MEMOS Un simple editor de memos permite al usuario tomar notas sobre los resultados importantes, logos o el estado del proyecto. El texto ingresado se grabara automáticamente dentro del archivo MEMO.TXT. Este archivo se guarda en el mismo directorio que el archivo ACC.LOG. La siguiente vez que el editor es abierto con el texto guardado. El editor de memos se abrirá haciendo clic en el icono ubicado en la barra de herramientas o desde el menú desplegable de programas inferior.


Figura 3.8 Ventana de eventos.

3.2.4 EJECUCIÓN DE PROGRAMAS. Una vez determinadas las extensiones para cada uno de los programas principales, la ejecución de los archivos se la realiza mediante la ventana del árbol de directorios. Aquí simplemente con hacer doble clic podemos ejecutar el archivo y automáticamente se abre con el programa configurado. Otra forma de acceder a los archivo es haciendo clic derecho en el archivo y del menú desplegable escoger el programa con el cual se quiere ejecutar.

Figura 3.9 Menú desplegable por hacer clic con el b otón derecho en un

archivo


3.3 EDITOR GRÁFICO: ATPDraw v5 El ATPDraw es un preprocesador gráfico manejado por mouse del ATP-EMTP que trabaja bajo la plataforma de MS-Windows. En el ATPDraw se pueden construir circuitos eléctricos de modo rápido y sencillo, ya que se tiene un interfaz grafica. Una vez creado el circuito el programa genera un archivo de salida en formato ATP con toda la información del circuito creado [17]. Otra característica importante, es la modelación de múltiples circuitos simultáneamente lo que permite intercambiar la información entre ellos fácilmente. Cuenta con los comandos básico de edición como son: copiar/pegar, deshacer/rehacer, exportar/importar, etc. La mayoría de los componentes básicos son soportados por el programa ya sean estos trifásicos o monofásicos, para los elementos que no se encuentran en soportados, el usuario puede crear sus propios modelos usando las opciones Data Base Module y $INCLUDE. También se puede nombrar a cada uno de los nodos del sistema, esta característica permite identificar con facilidad los nodos que son importantes para el usuario. El ATPDraw cuenta con varias carpetas cuyos nombres están relacionados con la extensión que se les aplica a los archivos que dichas carpetas contienen, estas son: • ATP: aquí se guardan los archivos con la extensión .atp; es el archivo donde

se ha traducido el circuito eléctrico a modo de texto con el formato adecuado para el compilador.

• BCT: se guardan los archivos .bct, este archivo contiene los datos de entrada

que son necesarios para que la subrutina BCTRAN funcione para obtener el modelo eléctrico del transformador.

• GRP: son los archivos que contienen los datos de los grupos creados por el

usuario.

• LCC: se encuentran los archivos de extensión .alc, son los archivos que contienen la información de las líneas y cables.

• PROJECT: aquí se guardan los archivos del circuito eléctrico creados de

forma grafica, cuya extensión puede ser .adp, .cir.

• MOD: Se guardan los modelos básicos de los circuitos eléctricos

• USP: Se guardan los modelos creados por el usuario.


3.3.1 ENTORNO DE TRABAJO. El ATPDraw tiene una interfaz muy común en programas que trabajan bajo el entorno de Windows. La figura 3.10 nos indica la pantalla principal [6].

Figura 3.10 Presentación de 2 circuitos en el entor no de trabajo de ATPDraw.

Menu Principal

Barra de herramientas

Tamaño del Zoom y de los Nodos

Comandos básicos de Windows

Posición del circuito.

Barras de desplazamiento

Menu desplegable de elementos Estado

Actual

Área de trabajo

Localización del Archivo

Barra de estado, con ayudas para menú


Menú Principal: Presenta el acceso a todas las funciones del ATPDraw mediante los diferentes submenús, a continuación se da una explicación de cada submenú. • File: nos permite crear nuevos circuitos eléctricos, guardarlo, o abrir uno ya

creado anteriormente; cerrar el archivo, cerrar todos los archivos; importar elementos de otros circuitos; guardar el circuito creado en archivos gráficos; cerrar el programa.

• Edit: Contiene las funciones básicas de edición, como son: copiar/pegar,

deshacer/rehacer, duplicar, seleccionar, borrar, rotar, mover etiquetas, ingresar texto, etc.

• View: Aquí se controla la configuración y visualización de las ventanas, se

encuentran las opciones de zoom, tipo de letra de los componentes, actualizar cambios y opciones para personalizar la ventana de diseño.

• ATP: corre el programa ATP, crea el nombre para todos los nodos del

sistema, genera o edita los archivos ATP, y especifica la configuración deseada para la simulación del sistema creado.

• Library: Mediante este menú podemos crear o modificar los componentes ya

existentes o aquellos que han sido creados por el usuario.

• Tools: Se tiene el editor de texto, el editor de imágenes, el editor del help, y se puede configurar el ATPDraw de la forma más adecuada para el usuario.

• Windows: El usuario puede seleccionar la ventana correspondiente a cada

circuito y activar o desactivar el MAP WINDOW. • Help: El usuario puede acceder a la documentación de ayuda del ATPDraw. Tamaño del Zoom y de los Nodos: en este menú el usuario puede ingresar el tamaño del zoom y de los nodos en porcentaje o seleccionar valores predefinidos del menú desplegable. Área de trabajo: Aquí es donde se modelan los circuitos eléctricos, estos pueden ser creados desde cero o se pueden importar. El movimiento del usuario en esta ventana lo puede realizar mediante el uso de las barras de desplazamiento o utilizando el Map Window. Menú Desplegable de Elementos: Se ingresa al realizar clic derecho en un espacio vacío en el área de trabajo. En este menú desplegable se encuentran los diferentes componentes que son necesarios para la modelación del circuito eléctrico. Una lista de todos los componentes que vienen en el programa se dará más adelanta.


MAP Window: Esta ventana nos da una vista aérea del circuito. El tamaño del circuito es 10000x10000 pixeles; mucho más que lo soportado por una pantalla normal, por lo que, la ventana del área de trabajo es representada por un rectángulo en el Map window. Dicho rectángulo se puede mover al mantener presionado el clic izquierdo del ratón, y moverlo en el map window, con esto se puede localizar con facilidad los circuitos modelados. Barra De Estado-Acción Actual: El estado actual del usuario aparece reflejado en la parte inferior izquierda de la pantalla de inicio. La barra de estado se puede activar en el menú View. Los diferentes estos de operación se explican a continuación: • EDIT: Modo normal de operación.

• CONN.END: Se pone después de hacer clic izquierdo en un nodo, hasta que

se indique un nuevo punto de conexión. Para cancelar la operación se presiona la tecla ESC o haciendo clic derecho en el ratón.

• EDIT TEXT: Indica que se está editando un texto, este estado se activa

cuando se está selecciona o se mueve las etiquetas del circuito, el nombre de los nodos y cuando se crea nuevos textos.

• GROUP: Se activa al realizar doble clic con el botón izquierdo del ratón en una

parte vacía del área de trabajo, el cursor cambia de forma y se puede seleccionar los elementos del circuito eléctrico al encerrarlos mediante las líneas verdes. Una vez encerrado el o los objetos procedemos hacer click derecho y todos los elementos cambian de color.

• INFO.START: Indica el inicio de la relación de TACS cuando se ha escogido la

opción Draw relation. La relación es utilizada para visualizar el flujo de información en los parámetros de FORTRAN y la dibuja con un conector azul, pero esto no influye en la conexión de los componentes.

• INFO.END: Indica el final de la relación.

Barra De Estado-Ayudas: Esta en la parte media inferior de la pantalla principal del ATPDraw, brinda ayudas y consejos al ingresar o modificar los datos de los diferentes componentes del circuito eléctrico. 3.3.2 ELEMENTOS BÁSICOS DEL ATPDRAW En esta sección se presenta un listado de los componentes eléctricos más utilizados que tiene el ATPDraw a los que se puede acceder mediante el menú desplegable de elementos como muestra la figura 3.11. [15]


Figura 3.11 Menú Desplegable de Elementos.

• Componentes Estándar (Probes & 3-phase): Son componentes que nos

permiten el monitoreo de las caídas de tensión en un nodo o en una rama, la corriente en una rama o los valores de los TACS.

Figura 3.12 Menú de Componentes Estándar.


o Probe Volt: Es un voltímetro, mide la tensión con respecto a tierra. o Probe Branch volt: Voltímetro, mide la tensión entre 2 puntos del

sistema. o Probe Curr: Amperímetro, mide la corriente que circula a través de una

rama del circuito eléctrico. o Probe TACS: Voltímetro/Amperímetro usado en sistemas de control

diseñados con TACS. o Splitter: Transformación de un nodo trifásico a tres nodos

monofásicos. Transposición de fases en sistemas trifásicos. • Ramas Lineales (Branch Linear): Son componentes lineales es decir que

tanto su corriente como su tensión varían de igual manera.

Figura 3.13 Menú Ramas Lineales.

o Resistor: Resistor Ideal. o Capacitor: Capacitancia. o Inductor: Inductancia. o RLC: Rama/carga monofásica con R, L y C en serie. o RLC 3-ph: Rama Trifásica con R, L y C en serie. o RLC-Y 3-ph: Carga trifásica conectada en estrella. o RLC-D 3-ph: Carga trifásica conectada en delta. o C: U(0): Condensador con carga inicial. o L: I(0): Autoinducción con carga inicial.


• Ramas no lineales (Branch Nonlinear): Todos los objetos a excepción del resistor controlado por TACS tienen característica no lineal. Las características no lineales de los objetos pueden ser ingresados como una pieza de una interpolación. El número de puntos permitidos para cada tipo esta especificado en el HELP de cada elemento.

Figura 3.14 Menú de Ramas no Lineales.

o TIPO-99 : Resistencia pseudo no lineal o TIPO-98:: Inductancia pseudo no lineal o TIPO-97 : Resistencia variable en el tiempo o TIPO-96 : Inductancia pseudo no lineal con histéresis o TIPO-94 : Rama controlada desde MODELS o TIPO-93 : Inductancia no lineal o TIPO-92

Pararrayos de óxidos metálicos Resistencia dependiente de la intensidad de forma exponencial.

o TIPO-91 Resistencia multifásica variable en el tiempo Resistencia controlada desde TACS/MODELS

o Elemento no lineal FORTRAN suministrado por el usua rio


• Líneas y Cables (Lines/Cables): Este menú tiene varios tipos de líneas y cada uno de ellos con características diferentes, las cuales se explican a continuación.

Figura 3.15. Menú de Líneas y Cables.

o Lumped: parámetros concentrados RLC Pi-eqiv. 1: equivalente PI-RLC (monofásico, bifásico o

trifásico) RL Coupled 51: modelos de líneas RL simétricas con

acoplamiento para 3 o 2x3 fases. o Distributed: parámetros distribuidos.

Modelos de Clarke para líneas transpuestas. Modelos KCLee para líneas no transpuestas.

o LCC: llama a las subrutinas de apoyo LINE CONTANTS, CABLE CONSTANTS y CABLE PARAMETERS para crear una línea de transmisión.

o Read PCH file: Captura los modelos de líneas y cables grabados en archivos .pch que ha sido previamente generados.


• Interruptores (Switches): El programa soporta la mayoría de interruptores, ya sean estos de tensión controlada, de tiempo controlado, válvulas, diodos, triacs, sistemáticos o estadísticos.

Figura 3.16. Menú de Interruptores.

o Switch time controlled: Interruptor monofásico controlado por tiempo. o Switch time 3- ph: Interruptor trifásico controlado por tiempo, con la

posibilidad de operar cada fase forma independiente. o Switch voltaje contr: Interruptor monofásico controlado por tensión. o Diode (type-11): Interruptor tipo 11 no controlado. (Diodo) o Valve (type-11): Interruptor tipo 11 controlado por TACS/MODELS.

(Tiristor). o Triac (type-12): Interruptor tipo 12 doblemente controlado por

TACS/MODELS. o TACS switch (type-13): Interruptor tipo 13 controlado por

TACS/MODELS. o Measuring: Interruptor para medida de intensidades. o Statistic switch: Interruptor para análisis estadístico. o Systematic switch: Interruptor para análisis sistemático.


• Fuentes (Sources)

Figura 3.17 Menú de Fuentes.

o DC type 11: fuente de corriente continua, función escalón. o Ramp type 12: función rampa entre cero y un valor constante. o Slope-Ramp type 13: función rampa con dos pendientes. o AC type 14: fuente de corriente alterna monofásica. o Surge type 15: función tipo rayo (doble exponencial). o Heidler type 15: función tipo rayo (Heidler) o Standler type 15: función onda tipo Stadler. o Ciagré type 15: función onda tipo Cigré. o TACS source: fuente tipo 60 controlada por TACS. o AC 3-ph. type 14: fuente de corriente alterna trifásica. o AC undergrounded: fuente de corriente alterna monofásica sin

conexión a tierra. o DC undergrounded: fuente de corriente continua sin conexión a tierra.


• Máquinas (Machines)

Figura 3.18 Menú de Máquinas.

o SM 59: modelos especiales tipo 59 para máquinas sincrónicas, trifásicas, equilibradas y sin saturación.

o UM1 Syncronous: modelo de máquinas universal para máquinas sincrónicas trifásicas.

o UM3 Induction y UM4 Induction: modelos de máquinas universales para máquinas de inducción trifásicas.

o UM6 Single phase: modelo de máquina universal para máquinas monofásicas.

o UM8 DC: modelos de máquina universal para máquinas de corriente continua.

• Transformadores (Transformers)

Figura 3.19 Menú de Transformadores.


o Ideal 1 phase: Transformador ideal monofásico o Ideal 3 phase: Transformador ideal trifásico. o Saturable 1 phase: Transformador con saturación monofásico. o Saturable 3 phase: Transformador con saturación trifásico. o #Sat. Y/Y 3-leg: Transformador con saturación trifásico, conexión

estrella-estrella. Conformador por un núcleo de 3 columnas con elevada reluctancia homopolar.

o BCTRAN: Llama a subrutina BCTRAN. • TACS:

Figura 3.20 Menú de TACS.

o Coupling to Circuit: Elemento para pasar información del circuito a los

TACS. o Sources: Fuentes TACS.

DC-11: corriente continua tipo escalón. AC-14: corriente alterna cosenoidal. Pulse-23: Función de pulso. Ramp-24: Fuente en dientes de sierra.

o Transfer functions: Funciones de transferencia TACS. o Devices: Dispositivos TACS.

Freq sensor – 50: sensor para medida de frecuencia. Relay switch – 51: interruptor operado por un relé. Level switch – 52: interruptor operado por un trigger.


Trans delay – 53: función de retardo. Pulse delay – 54: pulso con retardo. Digitizer – 55: digitalizador. User def nonlin – 56: característica no lineal definida por el

usuario punto a punto. Multi switch – 57: interruptor múltiple. Cont integ – 58: integrador controlado. Simple deriv – 59: función derivada simple. Input IF – 60: función IF - THEN. Signal select – 61: En función de la posición del selector

proporciona una salida u otra. Sample track – 62: señal de muestreo y seguimiento. Inst min/max – 63: selector del valor máximo o mínimo de una

señal. Acc count – 65: función acumulador – contador. Rms meter – 66: dispositivo para medir el valor eficaz de una

función. o Initial cond: Permite especificar las condiciones iniciales de elementos

TACS. o Fortran statements: Permite incluir instrucciones Fortran.

General: instrucción definida por el usuario. Math: operaciones matemáticas. Logic: operaciones lógicas.

o Draw relation: permite relacionar gráficamente los bloques Fortran con las variables utilizadas.

3.3.3 ELEMENTOS CREADOS POR EL USUARIO. El usuario puede crear sus propios elementos mediante archivos de texto. Estos modelos se realizan mediante MODELS o DATA BASE MODULE. Lo primero que se debe hacer para la creación de un nuevo elemento o modelo, es la generación del archivo de texto donde se describe el nuevo elemento. Este archivo de texto se puede realizar mediante las siguientes herramientas [15]: • Mediante las planillas del editor de texto PFE32. • Escribiendo mediante cualquier editor de texto con la ayuda del ATP-EMTP

Rule Book para definir correctamente la estructura del texto. • Mediante el Data Base Module (DBM) para que tenga parámetros variables.

También hay que definir una ventana y un icono el cual representara al modelo definido por archivo .lib. Esto se realiza ingresando a la opción Model Sup-file del submenú New Object que se encuentra en menú Libary.


Figura 3.21 Menú Library

Al ingresar a esta opción nos aparece una ventana igual a la Figura 3.22 donde se ingresan los datos del componente creado en la pestaña Data y el número de nodos de su configuración externa en la pestaña Nodes .

Figura 3.22 Ventana Inicio de la opción Model Sup-f ile.

Una vez configurado los datos de entrada y el número de nodos se procede a darle un icono al modelo creado, esto se puede realizar de dos maneras, ya sea

que el usuario lo crea o mediante la importación de una imagen . Al modelo creado también se le puede escribir un pequeño documento de ayuda

mediante el icono . Una vez realizado todo lo anterior se procede a grabar el modelo mediante el comando Save o Save As.


Para poder utilizar el modelo se ingresa mediante el Menú de Desplegable Elementos en la opción User Specified -> Files. Se busca el archivo que se ha creado y este se inserta en el área de trabajo.

Figura 3.23 Ingreso Del Elemento Creado Por Usuario 3.3.4 CREACIÓN DE UN CIRCUITO ELÉCTRICO Para una mejor comprensión del programa y sus funciones a continuación se realizara un ejemplo en el cual se explicara el proceso de creación del circuito eléctrico, así como el ingreso de datos de los diferentes elementos.


3.3.4.1 Ejemplo: Energización De Una Línea En Vacio (Parte ATPDraw). Para tener un mejor entendimiento de cómo manejar el ATPDraw se va a modelar el circuito de la figura 2.11 paso a paso el cual se utilizó para presentar los diferentes métodos de control de sobretensiones de maniobra pero de una manera simple y sencilla, utilizando los elementos más comunes, para lo cual utilizaremos los datos de la Tabla 17 para los datos del sistema, Tabla 13 para los datos de la Línea de Transmisión, Tabla 14 para las características del Cable ACAR y de la figura 5.1 para la estructura y dimensiones de las torres de transmisión [16]. El siguiente proceso de simulación es prácticamente similar para todos los circuitos eléctrico, lo que varía es la cantidad de elementos y si se tiene elementos repetidos, pero en esencia es lo mismo.

1. - Colocamos la fuente de Tensión para lo cual del menú desplegable de elementos se escoge Sources -> AC 3-ph type 14. En la pantalla de

diseño se obtiene lo siguiente. Esta figura representa a una fuente de corriente alterna sinusoidal. Esta de color verde porque nos indica que podemos moverla.

2. – Se hace doble clic con el botón izquierdo y se nos presenta la ventana de ingreso de datos.

Figura 3.24 Ventana De Datos Del Elemento AC 3-ph t ype 14


3. – Como es un sistema de 230 kV, para la amplitud se debe realizar el siguiente cálculo.

4. – La explicación de los otros parámetros se obtiene mediante el Help del elemento.

Figura 3.25 Help Del Elemento AC 3-ph type 14

5. – Una vez modificados los campos se hace clic en el botón ok y salimos a

la pantalla principal. Al salir se observa que el elemento cambia de color, esto es porque se ha hecho el ingreso de datos del elemento, si esta operación no se realiza el elemento toma un color rojo.

6. – Ingresamos la resistencia equivalente del sistema para lo cual del menú desplegable de elementos escogemos Branch Linear -> RLC 3ph, que representa una impedancia trifásica.

7. –Hacemos doble clic izquierdo y aparece la siguiente ventana.

Figura 3.26 Ventana De Datos Del Elemento RLC 3ph


8. – Ingresamos los datos de la Tabla 1, hay que tener en consideración las unidades de los datos, para esto hay que ver el Help del elemento como se indico para el elemento anterior.

9. – Conectamos los dos elementos entre sí, para realizar esto basta con situarlos de tal manera que sus bornes queden unidos. Otra posibilidad es unirlos mediante una línea que represente una conexión monofásica o trifásica, según sea la naturaleza de los elementos interconectados.

Figura 3.27 Unión Entre Dos Elementos.

Para el resto de elementos se siguen los mismos pasos, tomando en consideración los datos de cada elemento, para lo cual el Help de cada elemento es muy útil. Una vez terminado el modelo se obtiene lo siguiente:

Figura 3.28 Modelo Final

Todos los elementos tienen la opción Label que sirven para etiquetar a los elementos, es decir el usuario puede poner un nombre propio para identificar al elemento. En la figura 3.28 las etiquetas son los nombres de color azul. Una vez modelado el sistema se procede a identificar los nodos o tierras, para realizar esta acción hacemos clic derecho en el nodo que se desea nombrar o poner alguna tierra y nos aparece la figura 3.29.

Figura 3.29 Ventana De Identificación de Nodos y Ti erras

Para identificar el nodo, escribimos el nombre en el cuadro de texto, si queremos que se muestre en la pantalla se hace check en la opción Name on screen y si se quiere hacer tierra, se utiliza la opción Ground.


Los nombres de los nodos aparecen de color rojo como se muestra en la figura 3.30.

Figura 3.30 Modelo Final Identificado Nodos.

Después de la identificación de nodos se procede a colocar los elementos de medida (voltímetros y amperímetros) para analizar los resultados que se obtienen tras la simulación. Estos elementos se obtienen mediante el menú desplegable de elementos escogiendo Porbes & 3-phase. Para este se utilizaron 2 voltímetros Probe Volt y un amperímetro Probe Curr. Para conectar estos elementos se procede por conectar primero lo amperímetros y realizar las conexiones eléctricas que faltan y por al final los voltímetros de modo que su conexión este en el nodo donde se desea la medición. Para cada uno de los casos hay que identificar si el elemento es monofásico o trifásico. Y si es trifásico que fase se desea registrar.

Figura 3.31 Ventana Del Probe Volt

Finalmente, después de conectar el los amperímetros y voltímetros como se ve en la figura 3.32 se procede a configurar el Compilador ATP para las simulaciones.

Figura 3.32 Modelo Final Con Amperímetro Y Voltímet ros.

Antes de procedes con el Compilador ATP se debe guardar la representación gráfica del circuito en un archivo .adp para lo cual se hace clic en cualquiera de

los dos íconos de guardado: para guardar en la carpeta de proyecto actual o para guardar en un lugar específico del disco.


3.4 COMPILADOR: ATP Este es el programa principal, nos permite procesar los datos del circuito eléctrico, maneja archivos de extensión .dat o .atp que contienen la información del circuito. A partir de estos archivos, el ATP genera una serie de archivos donde se localizan los resultados de las simulaciones. Los archivos de extensión .pl4 contienen los resultados gráficos del circuito y los archivos de extensión .lis contienen los resultados en forma de texto [6]. Existen varias versiones de compiladores, pero 2 son las más comunes: • Watcom ATP: Esta versión trabaja solo bajo el entorno de Windows. Permite

nombres largos de los archivos, además permite archivos de datos de mas de 150 000 líneas y se pueden ejecutar simultáneamente varios casos.

• GNU ATP: Esta versión se ha desarrollado usando compiladores libres, existen 3 versiones: GNU ATP/MingW32, GNU ATP/dijgpp y GNU ATP/Linux. De estas la versión que se está utilizando es la primera, porque EEUG solamente distribuye esta versión. Esta versión es similar a la Watcom ATP y tienen las mismas características.

Todas las versiones incluyen un subdirectorio BNCHMARK en el cual se dispone una gran cantidad de ejemplos de archivos .dat . Para entender estos ejemplos es necesario tener un adecuado conocimiento de su estructura rígida. Además ninguna de las versiones explicadas anteriormente soporta nombres de archivos o directorios en blanco En la figura 3.33 se observan los módulos de simulación disponibles en ATP, las subrutinas de apoyo y la interacción entre ellos. Con todos estos elementos se pueden crear modelos de menor o mayor complejidad, que representan los diferentes equipos y componentes encontrados en los sistemas eléctricos.


Figura 3.33 Componentes de ATP

3.4.1 COMPONENTES BÁSICOS. Los elementos básicos con los que cuenta el programa son: resistencias, inductancias, condensadores, interruptores y fuentes, que con diversas variaciones permiten el modelar una gran cantidad de sistemas eléctricos. Los elementos se dividen 3 grandes grupos: • Ramas (Branches)

o Ramas Lineales (Linear Branches) R, L, C concentrados (tipo 0) R-L acoplados mutuamente (tipo 51, 52,53…) Circuitos π – equivalentes acoplados Líneas de transporte de parámetros distribuidos. Transformadores.

o Ramas no Lineales (Nonlinear Branches) Inductancias no lineales (tipo 93) Resistencias no lineales (tipo 92) Resistencias variables con el tipo (tipo 97) Resistencia pseudo-nolineal R(i) (tipo 99) Inductancia pseudo-nolineal L(i) (tipo 98) Inductancia pseudo-nolineal con histéresis L(i) (tipo 96) Elementos controlados por TACS o MODELS (tipo 91, 94, etc.)


• Interruptores (Switches) o Controlados por tiempo o por tensión o Con tiempo de cierre aleatorio dentro de un distribución estadística. o Con tiempos de cierre variables sistemáticamente entre valores

predefinidos. o Diodos o tiristores controlados por TACS o MODELS (tipo 11) o Triacs controlados por TACS o MODELS (tipo 12) o Interruptores simples controlados por TACS o MODELS (tipo 13)

• Fuentes (Sources)

o Formas de ondas básicas o Fuentes moduladas por TACS o MODELS o Fuentes de tensión o intensidad controladas por TACS o MODELS. o Máquinas rotativas: máquina síncrona (tipo 58 y 59) y maquina

universal (tipo 19) o Formas de onda definidas por el usuario.

3.4.2 SUBRUTINAS DE APOYO INTEGRADAS. Aquí se presentan las subrutinas que sirven de apoyo para el cálculo de parámetros de líneas y de transformadores, la modelización de pararrayos, etc. Estas subrutinas son [15]: • LINE CONSTANTS: subrutina que realiza el cálculo de los parámetros

eléctricos de líneas aéreas a partir de las dimensiones de la torre.

• CABLE CONSTANTS/CABLE PARAMETERS: subrutinas que realizan el cálculo de los parámetros eléctricos de cables, es decir calcular las matrices de resistencias, inductancias y capacitancias que corresponden a las diferentes configuraciones de cables.

• SEMLYEN SETUP: subrutina que se utiliza para generar modelos de onda

viajera de líneas aéreas convencionales o de sistemas de cables subterráneos y aéreos.

• JMARTI SETUP: subrutina que genera el modelo de onda viajera para líneas

aéreas y cables subterráneos.

• XFORMER: subrutina que se emplea para calcular una representación matricial lineal [R]-[wL] de un transformador monofásico, ya sea este de 2 o de 3 devanados,

• BCTRAN: subrutina que se utiliza para calcular una representación lineal

[A]-[R] o [R]-[wL] siendo A la inversa de L de transformadores monofásicos y trifásicos.


• SATURA: subrutina empleada para poder considerar la saturación de los

transformadores.

• HYSDAT: subrutina que representa la forma del ciclo de histéresis para in material dado por el núcleo magnético de un transformador.

• ZNOFITTER: subrutina que se utiliza para la representación del

comportamiento no lineal de los pararrayos de oxido de zinc, a partir de la información entregada por el fabricante.

• DATA BASE MODULE: subrutina que permite al usuario crear un módulo o

una librería para un componente. Este módulo se almacena como un archivo ordinario y se lo puede llamar cada vez que sea requerido por el usuario mediante el comando $INCLUDE.

3.4.3 MÓDULOS DE SIMULACIÓN INTEGRADA. • TACS: El módulo TACS (Transient Analysis of Control Systems) se puede

usar para simular el control de convertidores HDVC, sistemas de excitación de máquinas síncronas, funciones de limitación de intensidad en pararrayos, en general para aquellos dispositivos o fenómenos que no se pueden modelar con los componentes propios del ATP.

• MODELS: Es un lenguaje de programación que se utiliza en ATP-EMTP para

simular variables dependientes del tiempo con características especiales. Los archivos MODELS se crean de forma independiente al programa principal y se pueden llamar desde cualquier programa las veces que el usuario desee.

3.4.4 EJEMPLO: ENERGIZACIÓN DE UNA LÍNEA EN VACIO ( PARTE COMPILADOR ATP) Se abre el archivo de extensión .adp que se guardo en la sección 3.3.4.1 y procedemos a configurar los parámetros del proceso de simulación. Esto parámetros son los que definen las condiciones o ajustes generales para la simulación del sistema eléctrico que se ha modelado. Para ingresar a la ventana para modificar estos parámetros se debe escoger ATP -> Settings del menú principal y aparece una ventana igual a la figura 3.34


Figura 3.34 Ventana De ATP Settings

Se puede observar que se tienen varias pestañas y cada una de ellas con diferentes opciones, a continuación se dará explicación de las comunes y utilizadas. • Pestaña Simulación:

o Delta T: pasos de tiempo en segundos en que se realiza la simulación. o Tmax: Tiempo máximo de la simulación en segundos. o Xopt: Nos indica si las inductancias de los elementos deben ir en [mH]

si el valor es 0 y si el valor es igual al de la frecuencia del sistema las inductancias deben ir en [Ω]

o Copt: Simular que Xopt, si el valor es 0 las unidades son [µf] caso contrario las capacitancias deben ir en [micro-mho].

o Freq: Frecuencia del sistema en Hz. o Power Frequency: Haciendo check en esta casilla habilita la opción de

ingresar la frecuencia del sistema. o Simulation Type: Se escoge el tipo que se desea.

Time domain. Frequency Scan. Harmonic Frequency Scan.

• Pestaña Output: o Print freq: indica la frecuencia con la que se muestran los resultados

numéricos por pantalla durante el proceso de simulación. En nuestro ejemplo indica que en la pantalla serán presentados los resultados de uno de cada 500 pasos de integración realizados.


o Plot freq: indica la frecuencia con al que se guardan los valores de las variables de salida en el archivo .pl4 para su representación gráfica.

• Switch/UM: Esta pestaña solo se utiliza si en el modelo se han utilizado Interruptores Estadísticos o Sistemáticos.

Una vez configurado estos parámetros se crean nombres a los nodos no identificados mediante la opción ATP -> Sub-process -> Make node names. Esto es necesario para la compilación del archivo ATP. Existen 2 formas de compilar el archivo ATP, la primera es desde el propio ATPDraw, para realizar esta acción se escoge ATP -> run ATP del menú principal, el archivo .atp se crea en la carpeta de proyecto con el nombre del modelo de circuito y automáticamente es compilado, dando origen a los archivos .pl4 y .lis que contienen los resultados de la simulación. La otra forma es mediante el ACC, es decir desde el ATPDraw generamos en archivo .atp mediante ATP -> Sub-process -> Make ATP file. Así se crea el archivo .atp en el lugar y con el nombre que el usuario quiera. Después el se regresa al ACC y mediante el explorador de carpetas nos buscamos al archivo .atp , una vez encontrado hacemos clic derecho en el archivo y escogemos el tipo de compilador usado y este nos crea los archivos .pl4 y .lis. La forma directa desde el ATPDraw solo es válida siempre y cuando en el programa esté configurado el archivo .bat que ejecuta este proceso, caso contrario es necesario realizar por el ACC.

Figura 3.35 Ventana de Archivos Del Ejemplo

Después de la compilación se procede a ver los resultados de la simulación ya sean mediante los Visualizadores Gráficos o mediante el editor de texto PF32.

Archivos creados después de compilación


3.5 VISUALIZADORES GRÁFICOS DE RESULTADOS: PCPlot, PlotXY. En el entorno ATP-EMTP existen 2 programas que se pueden utilizar para visualizar los resultados de forma grafica bajo Windows [6]: • PCPLOT Para Windows (WPCPlot) permite representar un máximo de seis

curvas en el mismo diagrama, obtener valores numéricos instantáneos en las curvas dibujadas, representar las curvas en función del tiempo o hacer representación X-Y, etc. Tomando el archivo .pl4 creado en la sección 3.4.4, al hacer clic derecho en el archivo .pl4 y escogiendo el PCPLOT como programa de visualización, se obtiene abre el programa y aparece la una ventana como la figura 3. 36 donde se seleccionan las variables

Figura 3.36 Ventana De Elección de Variables PCPLOT

Las variables que fueron definidas anteriormente están seguidas por las letras A, B, C según la fase que se desee graficar.


Figura 3.37 Variable ENTRA para las 3 fases • PlotXY Para Windows: Permita representar hasta ocho curvas en la misma

gráfica, representar en la misma hoja curvas de 3 archivos diferentes, representar ;as curvas en función del tiempo o hacer representación X-Y, hacer escalado automático de ejes, acceder al valor instantáneo de forma numérica, etc. Al igual que en el programa anterior se toma el archivo .pl4 y se obtiene una ventana igual a la figura 3.38 donde se escogen las variables que van a ser representadas gráficamente, dichas graficas aparecen en la parte derecha de la pantalla.

Figura 3.38 Variable SALID Para Las 3 Fases.


3.6 EDITOR DE TEXTOS: PF32 Es un editor de textos que se utiliza para trabajar con los archivos de entrada y salida del programa ATP, es decir, se puede utilizar para editar e imprimir los archivos con extensión .atp o .lis. Los usuarios se pueden utilizar este editor de texto para crear y modificar los archivos de datos o para hacer uso de las opciones de ATP que no utiliza el preprocesador grafico ATPDraw. Tomando el archivo .lis creado en la sección 3.4.4 y abriéndolo de manera directa desde el ACC, se obtiene una ventana donde se encuentra toda la información de las variables que se utilizo durante la simulación, los valores máximos y mínimos de las variables, además de una información detallada de cada elemento y que datos fueron ingresados [6].

Figura 3.39 PF32 Con Archivo Ejemplo.Lis Abierto

CAPÍTULO 4: MÉTODOS DE RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO. 79

4. MÉTODOS DE RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO.

4.1 INTRODUCCIÓN Los colapsos del sistema conllevan grandes pérdidas económicas y una gran molestia para los consumidores, por lo que una rápida y eficiente restauración es de suma importancia [1]. Esto requiere de un buen documento con planes de restauración probados mediante: estudios del sistema, por el DTS (dispacher training simulator) o por las simulaciones del sistema mediante el software Power Factory Digsilent. El objetivo un plan de restauración es el reducir al mínimo posible el tiempo de restablecimiento del sistema de potencia, considerando como prioritario la integridad de las personas, la conservación de los equipos y la continuidad del servicio. Para lograr lo dicho anteriormente es muy importante considerar que el tiempo que el sistema eléctrico permanece afectado por la contingencia y en general el éxito en la ejecución de las maniobras de restablecimiento depende básicamente del buen estado de los equipos y del conocimiento que el personal implicado en la operación tenga de los respectivos procedimientos a aplicarse, por lo que debe estar debidamente capacitado y conocer perfectamente las maniobras que le corresponde desarrollar. 4.2 RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO 4.2.1 ÁREAS INVOLUCRADAS EN EL PROCESO DE RESTAURACIÓN. Para el éxito de un plan de restauración, se necesita la acción eficiente de diversas áreas especializadas, ya que, la principal característica de la restauración es que, es un proceso multi-objeto y multi-etapa [14]. • Flujos de Potencia: Esta área tiene la función de verificar el balance de

potencia reactiva, limites térmicos de línea y transformadores. Con el fin de evitar problemas de sobretensiones prolongadas o sub-excitaciones en generadores que podrían provocar nuevamente un colapso y prolongar el tiempo de restauración.

• Estabilidad Dinámica: Tiene la función de mantener el balance de carga-

generación por medio de la coordinación de carga y respuesta de generadores, con el fin de poner atención a los riesgos de baja frecuencia y otros problemas de sincronización.

• Transitorios por Maniobra: Tiene la función de determinar la cantidad de

secciones de líneas de transmisión que pueden ser energizados en un tiempo determinado, con el fin de no causar sobretensiones que dañen al equipo.


• Escenario de Despacho de Generadores: Tiene la función de determinar las cantidades de generación real y reactiva disponible, con el fin de realizar las operaciones restauración.

4.2.2 SECUENCIA DE RESTAURACIÓN. Debido a los diferentes tipos de sistemas eléctricos y varios tipos de configuración, existen diversos programas de restauración, sin embargo todos basan o concuerdan en las siguientes etapas [14]: • División de la parte del sistema de potencia que es ta fuera de servicio en

subsistemas: Esta función se logra con la delimitación de regiones por la disponibilidad de recursos.

• Re-arranque: Tiene la función de proveer de servicio de estación a cada

planta generadora para re-arrancar las unidades de cada subsistema.

• Re-integración: Busca interconectar las estaciones de generación a través del sistema de transmisión manteniendo la estabilidad.

• Conexión de Carga: Tiene la función de de restablecer la carga con

incrementos regulares, con el fin de evitar problemas de frecuencia, estabilidad y balance de potencia reactiva. Generalmente se recomienda restaurar las cargas radiales pequeñas antes de las grandes.

• Restauración completa del sistema.

4.2.3 TIPOS DE RESTAURACIÓN Se pueden clasificar en 2 grupos: • Restauración Secuencial: Este tipo de restauración es usada en sistemas

eléctricos pequeños donde se requiere la mínima capacidad de generación para satisfacer la carga local y el mínimo nivel de tensión hasta la siguiente etapa.

• Restauración en Paralelo: Este tipo se emplea para interconectar

subsistemas, energizando cargas y manteniendo las tensiones dentro de los límites necesarios para conectar la mayor parte de la carga del sistema.

4.2.4 POSIBLES ERRORES EN LA RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA. La lista siguiente presenta los errores más comunes que se cometen cuando se realiza el proceso de restauración del sistema:


• Realización de Maniobras Erróneas. • Falta de un procedimiento actualizado. • Falla en la información programada al SCADA. • Falta de coordinamiento de oficinas de despacho. • Determinación errónea del estado del sistema. • Sobretensión y sub-tensión prolongados. • Sincronización inadecuada de subsistemas. • Falta de un plan de restauración. • Respuesta insuficiente ante un aumento repentino de energía. Todos estos errores ocasionan que el proceso de restauración tome mucho más tiempo de lo programado, ya que el número de maniobras a realizar aumenta. 4.3 SOBRETENSIONES EN LA RESTAURACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO. El proceso de restauración en sus primeras etapas comienza por las maniobras de swicheo de las líneas de transmisión, esto crea sobretensiones que son la mayor causa del retraso en la restauración un sistema de potencia. Existen 3 tipos de sobretensiones que se generan: • Sobretensiones sostenidas de potencia frecuencia. • Sobretensiones por transitorios. • Sobretensiones por resonancia de armónicos. 4.3.1 SOBRETENSIONES SOSTENIDAS DE POTENCIA FRECUENCIA. Este tipo de sobretensiones son causadas por corrientes de carga de líneas de transmisión ligeramente cargadas. Si esta corriente es excesiva puede producir sub-excitación, o auto-excitación e inestabilidad. Estas sobretensiones también sobre-excitan a los transformadores, generando distorsiones armónicas y causando que el transformador de sobrecaliente. 4.3.2 SOBRETENSIONES POR TRANSITORIOS. Estas sobretensiones son causadas por la energización de grandes segmentos de un sistema de transmisión o por el swicheo de elementos capacitivos. Los transitorios generados por el swicheo, son usualmente altamente amortiguados y de corta duración, en conjunto con las sobretensiones sostenidas, resultan en las fallas de los descargadores de sobretensiones. Las sobretensiones por transitorios no son usualmente significativas en líneas de transmisión de una tensión bajo los 100 kV. A mayor tensión de transmisión, las sobretensiones por swicheo son más significativas, porque la tensión de operación de los descargadores de sobretensiones es casi igual a la tensión de


operación de normal de las líneas de transmisión, además dichas líneas son usualmente largas, por lo que, la energía acumulada en la línea debe ser grande [22]. En la mayoría de los casos, sin ondas viajeras transitorias sostenidas, los descargadores de sobretensiones tienen suficiente capacidad de absorción de energía para restringir las sobretensiones que pueden dañar los equipos, a niveles seguros sin un daño permanente. La probabilidad y el efecto de las sobretensiones transitorias son determinados por un estudio de condiciones especiales del sistema. 4.3.3 SOBRETENSIONES POR RESONANCIA DE ARMÓNICOS. Las sobretensiones sostenidas de potencia frecuencia y las sobretensiones por transitorios generadas en líneas de transmisión de longitud larga, con una no linealidad en la ruta de magnetización del terminal del transformador, pueden originar una forma complicada oscilatoria de sobretensiones, conocidas como sobretensiones por resonancia. Las sobretensiones por resonancia dependen: de la longitud de la línea, de los parámetros de los transformadores y reactores [22]. En líneas de transmisión que terminan en un transformador, debido a la no linealidad presentada por el transformador a lo largo de la magnetización en derivación con la capacitancia distribuida de la línea, el análisis de las sobretensiones es complicado. Las sobretensiones sostenidas de potencia frecuencia y las sobretensiones por transitorios pueden crear una saturación en el núcleo y esto genera armónicos. Las sobretensiones por transitorios debidas al swicheo generalmente desaparecen debido a las fuerzas de amortiguamiento presentes en sistemas eficientes como resistencias y descargas por efecto corona, pero durante las primeras etapas de restauración del sistema como la operación de swicheo de líneas de transmisión largas que terminan con transformadores no cargados, pueden generar sobretensiones por resonancia de una duración larga debido a la magnetización de inrush en el transformador. 4.4 MÉTODOS DE RESTAURACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO. [7] 4.4.1 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS ELÉCTRICAS El SIN se divide en determinadas zonas eléctricas, para facilitar su restablecimiento y posterior integración. Los criterios considerados para la conformación de las zonas eléctricas son los siguientes:


• Cada zona debe poseer al menos una unidad de generación con capacidad de arranque en negro. (Nota: Arranque en negro es la capacidad que tiene una unidad generadora para arrancar sin alimentación exterior del sistema en un tiempo inferior a un máximo establecido, generando de forma estable.)

• En cada zona se debe contar con al menos una unidad de generación con

capacidad de control de frecuencia (regulación secundaria de frecuencia). • En cada zona se debe contar con una capacidad de generación para

normalizar parcial o totalmente la carga servida desde esta zona. • Se consideran cuatro zonas eléctricas:

o Zona eléctrica A: Pomasqui - Santa Rosa – Totoras o Zona eléctrica B: Quevedo – Daule Peripa - Portoviejo o Zona eléctrica C: Salitral – Trinitaria o Zona eléctrica D: Molino – Milagro – Pascuales

4.4.2 PASOS PREVIOS A LA RESTAURACIÓN • El CENACE debe verificar condiciones pos falla con los medios disponibles:

comunicación con el COT y con COs de los Agentes y, mediante el análisis de las listas de eventos y alarmas del STR.

• El COT y los COs de los Agentes deben reportar al CENACE los elementos de

su propiedad que se encuentren indisponibles, como consecuencia del Colapso Total.

• El CENACE debe solicitar al COT la apertura de todos los disyuntores del

SNT. • El CENACE debe solicitar al COT ubicar la posición de los cambiadores de tap

bajo carga de los transformadores y autotransformadores del SNT, en los valores referenciales, indicados en la sección 4.4.15.

• El CENACE debe solicitar a los COs de los Generadores, Distribuidores y

Grandes Consumidores conectados al SNT, desconectar los disyuntores de las líneas de transmisión, transformadores y posiciones de interconexión con el SNT, de tal manera que sean energizados en vacío.

4.4.3 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA A: POMASQUI - SANTA ROSA – TOTORAS El restablecimiento de esta zona se inicia desde el sistema eléctrico de Colombia, mediante el cierre de un circuito de la L/T Jamondino – Pomasqui de 230 kV. El objetivo del restablecimiento de esta zona es el de reconectar la carga de la EEQSA, EEASA, ELEPCOSA, EERSA, EMELNORTE, EMELBO, EMELSAD y


EMELESA y el de suministrar servicios auxiliares a las centrales: Santa Rosa, Esmeraldas, Agoyán, Pucará, Guangopolo y demás centrales de la zona. El CENACE debe ejecutar las siguientes acciones: 1) Confirmar con el CND y con el COT que las interconexiones Colombia – Ecuador de 230 kV y 138 kV se encuentran disponibles. 2) Verificar con el CND que el AGC del sistema colombiano se encuentre en el modo de operación FF. 3) Solicitar al CND bajar la tensión de la S/E Jamondino al valor objetivo (225 kV) previo a la energización de un circuito de la L/T Jamondino – Pomasqui de 230 kV. 4) Solicitar a la centrales Agoyán y Pucará el “arranque en negro” de una unidad y la inmediata alimentación de sus servicios auxiliares. Nota: El Centro de Operación de HIDROAGOYÁN debe en ergizar las barras de 138 kV de las centrales Agoyán y Pucará, previa autorización del CENACE. 5) Coordinar con el CND y con el COT las maniobras establecidas en la sección 4.4.14, para reconectar la carga del sistema de EMELNORTE desde el sistema Colombiano (carga radial). • Energización subestaciones Pomasqui – Santa Rosa: 6) Cerrar la posición Pomasqui 2 de 230 kV en la S/E Jamondino. 7) Solicitar al CND bajar la tensión de la S/E Jamondino al valor objetivo (230 kV) previo a la energización de las barra de 230 kV de la S/E Pomasqui. 8) Cerrar la posición Jamondino 2 de 230 kV en la S/E Pomasqui. 9) Conectar el autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Pomasqui. 10) Cerrar las posiciones Quito 1 y Quito 2 de 138 kV de la S/E Pomasqui. 11) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 25 MW de carga alimentada desde la S/E Pomasqui. 12) Cerrar el circuito 2 de la L/T Pomasqui – Santa Rosa de 230 kV. 13) Conectar el autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Santa Rosa. 14) Cerrar la L/T Santa Rosa – Central Santa Rosa de 138 kV.


15) Solicitar a la central Santa Rosa el ingreso de las unidades TG1, TG2 y TG3 como generadores. 16) Cerrar el transformador TRN 138/46 kV de la S/E Santa Rosa. 17) Solicitar a la EEQSA el ingreso de las unidades de las centrales hidráulicas Guangopolo, Pasochoa y Chillos. 18) Solicitar a la EEQSA el ingreso de las unidades de las centrales Gualberto Hernández y Luluncoto, si las mismas están consideradas en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 19) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 10 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa. Nota: No reconectar carga adicional hasta que ingresen las unidades de la central Santa Rosa, mismas que ayudarán al control dla tensión . 20) Cerrar la posición El Carmen de 138 kV de la S/E Santa Rosa. 21) Solicitar a la EMAAPQ el ingreso de las unidades de las centrales El Carmen y Papallacta. 22) Una vez confirmado el ingreso de una unidad de la central Santa Rosa, solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 10 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa. • Energización subestaciones Santo Domingo – Esmerald as: 23) Cerrar el circuito 2 de la L/T Santa Rosa – Santo Domingo de 230 kV. 24) Conectar el autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Santo Domingo. 25) Conectar el autotransformador ATR 138/69 kV de la S/E Santo Domingo. 26) Cerrar las posiciones Santo Domingo 1 y Santo Domingo 2 de 69 kV de la S/E Santo Domingo. 27) Solicitar a EMELSAD reconectar alrededor de 20 MW de carga. 28) Cerrar el circuito 1 de la L/T Santo Domingo - Esmeraldas de 138 kV. 29) Cerrar el disyuntor 452-G1 correspondiente al lado de alto voltaje del transformador MT1 138/13.8 kV de la S/E Esmeraldas. 30) Solicitar a la central Esmeraldas el arranque de la unidad si la misma está considerada en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 31) Cerrar el autotransformador AA1 138/69 kV de la S/E Esmeraldas.


32) Cerrar las posiciones Esmeraldas y Refinería de 69 kV de la S/E Esmeraldas. 33) Solicitar a EMELESA reconectar alrededor de 15 MW de carga. 34) Cerrar el circuito 2 de la L/T Santo Domingo – Esmeraldas de 138 kV. 35) Solicitar a EMELESA reconectar alrededor de 10 MW de carga. 36) Cerrar el circuito 1 de la L/T Santa Rosa – Santo Domingo de 230 kV. • Energización subestaciones Vicentina – Totoras - Ri obamba: 37) Cerrar la L/T Santa Rosa – Vicentina de 138 kV. 38) Conectar el transformador T2 138/46 kV de la S/E Vicentina. 39) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Vicentina. Nota: Previo a la reconexión de carga adicional en la EEQSA se debe cerrar el anillo: Santa Rosa – Vicentina- Mulaló – Pucará- Ambato – Totoras – Santa Rosa, por condiciones de ángulo . 40) Solicitar a la EEQSA el ingreso de las unidades de las centrales Cumbayá y Nayón. 41) Cerrar la L/T Vicentina – Guangopolo de 138 kV. 42) Solicitar a la central Guangopolo el ingreso de sus unidades, si las mismas están consideradas en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 43) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa. 44) Cerrar el circuito 2 de la L/T Santa Rosa – Totoras de 230 kV. 45) Conectar el autotransformador ATT 230/138 kV y el reactor de la S/E Totoras. 46) Cerrar el circuito 1 de la L/T Totoras – Agoyán de 138 kV. 47) Solicitar a la central Agoyán el ingreso de las 2 unidades con 30 MW cada una. 48) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Totoras.


49) Cerrar las posiciones Ambato, Montalvo y Baños de 69 kV de la S/E Totoras. 50) Solicitar a la EEASA reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentadas desde la S/E Totoras. 51) Solicitar a la EEASA el ingreso de las unidades de la central Península. 52) Cerrar la L/T Totoras – Riobamba de 230 kV. 53) Conectar el transformador TRK 230/69 kV de la S/E Riobamba. 54) Cerrar las posiciones Riobamba 1, Riobamba 2, Riobamba 3 y Guaranda de 69 kV de la S/E Riobamba. 55) Solicitar a la EERSA reconectar alrededor de 10 MW de carga. 56) Solicitar a la EERSA el ingreso de las unidades de las centrales Alao y Río Blanco. • Energización subestaciones Ambato – Pucará - Mulaló : 57) Cerrar la L/T Totoras – Ambato de 138 kV. 58) Conectar el autotransformador AT1 138/69 kV de la S/E Ambato. 59) Cerrar las posiciones Ambato 1 y Latacunga de 69 kV de la S/E Ambato. 60) Solicitar a la EEASA reconectar alrededor de 10 MW de carga y a ELEPCOSA la reconectar alrededor de 5 MW de carga, alimentadas desde la S/E Ambato. 61) Cerrar la L/T Ambato - Pucará de 138 kV. 62) Solicitar a la central Pucará el ingreso de las 2 unidades con 10 MW cada una. 63) Cerrar la L/T Vicentina - Mulaló de 138 kV. 64) Cerrar la L/T Mulaló - Pucará de 138 kV. Nota: Se cierra el anillo Santa Rosa – Vicentina- M ulaló – Pucará – Ambato – Totoras – Santa Rosa. 65) Cerrar las posiciones Selva Alegre y Eugenio Espejo de 138 kV de la S/E Santa Rosa. 66) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 40 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa.


67) Cerrar el circuito 2 de la L/T Totoras – Agoyán de 138 kV. Voltajes: Totoras 139 kV. 68) Subir la generación de la central Agoyán a 100 MW. 69) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 30 MW de carga alimentada desde la S/E Vicentina. Nota: Previo a la reconexión de carga adicional por parte de la EEQSA por la S/E Vicentina se debe verificar el ingreso de la ge neración de las centrales Cumbayá y Nayón, para evitar bajos voltajes en la S /E Vicentina a nivel de 46 kV. 70) Subir la generación de la central Pucará a 70 MW. 71) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Mulaló. 72) Cerrar la posición Empresa Latacunga de 69 kV de la S/E Mulaló. 73) Solicitar a ELEPCOSA reconectar alrededor 20 MW de carga alimentada desde la S/E Mulaló. 74) Solicitar a ELEPCOSA el ingreso de la generación de las centrales llluchi 1 e llluchi 2. 75) Subir la generación de la central Agoyán a 156 MW. 76) Solicitar a la EEASA reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Totoras. 77) Conectar el transformador TRP 138/46 kV de la S/E Santa Rosa. 78) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 50 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa. 79) Cerrar la posición Jamondino 1 de 230 kV en la S/E Pomasqui. 80) Cerrar la posición Pomasqui 1 de 230 kV en la S/E Jamondino. 81) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Rosa. 82) Solicitar a la EEQSA reconectar alrededor de 40 MW de carga alimentada desde la S/E Vicentina y en forma paralela controlar los voltajes con la generación de potencia reactiva de las unidades de la central Santa Rosa.


4.4.4 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA B: QUEVEDO – DAULE PERIPA - PORTOVIEJO El restablecimiento de esta zona se inicia con el arranque en negro de una unidad de la central Marcel Laniado. El objetivo del restablecimiento de esta zona es el de reconectar la carga de EMELGUR (Quevedo) y EMELMANABI. Nota: Con el fin de evitar problemas con el control de la frecuencia de la zona, EMELMANABI y EMELGUR deben reconectar la carg a en pasos de hasta 4 MW en cada maniobra. El CENACE debe ejecutar las siguientes acciones: 1) Solicitar a la central Marcel Laniado el “arranque en negro” de una unidad y la inmediata alimentación de sus servicios auxiliares. 2) Solicitar a la central Marcel Laniado controlar la frecuencia de la zona. • Energización subestaciones Quevedo – Chone- Portovi ejo: 3) Cerrar el circuito 2 de la L/T Daule Peripa – Quevedo de 138 kV. 4) Conectar el autotransformador ATR 138/69 kV de la S/E Quevedo. 5) Cerrar las posiciones Quevedo Norte y Quevedo Sur de 69 kV de la S/E Quevedo. 6) Solicitar a EMELGUR reconectar alrededor de 25 MW de carga alimentada desde la S/E Quevedo. 7) Cerrar la L/T Daule Peripa – Chone de 138 kV. 8) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Chone. 9) Cerrar las posiciones Calceta, Tosagua y Chone de 69 kV de la S/E Chone. 10) Solicitar a EMELMANABI reconectar alrededor de 15 MW de carga alimentada desde la S/E Chone. 11) Solicitar a la central Marcel Laniado ingresar al paralelo con la segunda unidad. 12) Cerrar el circuito 2 de la L/T Daule Peripa – Portoviejo de 138 kV. 13) Conectar el autotransformador AA1 138/69 kV de la S/E Portoviejo.


14) Cerrar las posiciones Portoviejo 1, Portoviejo 2, Portoviejo 3 y Jipijapa de 69 kV de la S/E Portoviejo. 15) Solicitar a EMELMANABI reconectar alrededor de 30 MW de carga alimentada desde la S/E Portoviejo. 16) Cerrar el circuito 1 de la L/T Portoviejo – Daule Peripa de 138 kV. 17) Solicitar a EMELMANABI reconectar alrededor de 10 MW de carga alimentada desde la S/E Portoviejo. 18) Conectar el autotransformador AA2 138/69 kV de la S/E Portoviejo. 19) Solicitar a la central Marcel Laniado ingresar al paralelo con la tercera unidad. 20) Cerrar el circuito 1 de la L/T Quevedo – Daule Peripa de 138 kV. 21) Solicitar a EMELMANABI y EMELGUR reconectar la carga restante. 4.4.5 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA B QUEVEDO – DAULE P ERIPA – PORTOVIEJO CON LA ZONA A POMASQUI – SANTA ROSA – TO TORAS: La sincronización de las 2 zonas se debe realizar mediante el cierre de la L/T Quevedo – Santo Domingo de 230 kV. 1) Comunicar a HIDRONACIÓN que se va a energizar el autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Quevedo, para que realicen el control de la potencia reactiva de las unidades de la central Marcel Laniado. 2) Conectar el autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Quevedo. 3) Cerrar la posición Quevedo 2 de 230 kV en la S/E Santo Domingo. 4) Comunicar a HIDRONACIÓN que se va a sincronizar la zona eléctrica B Quevedo – Daule Peripa – Portoviejo con la zona A Pomasqui – Santa Rosa – Totoras, y que tomen las acciones necesarias para controlar las unidades de la central Marcel Laniado. 5) Sincronizar y cerrar la posición Santo Domingo 2 de 230 kV en la S/E Quevedo. 6) Solicitar a HIDRONACIÓN dejar de controlar la frecuencia y subir la generación de las unidades de la central Marcel Laniado al máximo. 7) Cerrar el circuito 1 de la L/T Santo Domingo – Quevedo de 230 kV.


4.4.6 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA C, SALITRAL – TRINITARIA El restablecimiento de esta zona se inicia con el arranque en negro de la unidad TG4 de la central Gonzalo Zevallos y de la unidad 2 de la central Álvaro Tinajero y, la posterior energización de las barras de 69 kV de las centrales Gonzalo Zevallos y Álvaro Tinajero. El objetivo del restablecimiento de esta zona es el de reconectar la carga de CATEG-D del área de Salitral y el de suministrar servicios auxiliares a las centrales: Álvaro Tinajero, Aníbal Santos, Gonzalo Zevallos, Trinitaria, Victoria II, y Power Barge I. Nota: Con el fin de evitar problemas con el control de la frecuencia de la zona, CATEG-D deben reconectar la carga en pasos de hasta 4 MW en cada maniobra. 1) Solicitar a CATEG-G el “arranque en negro” de la unidad 2 de la central Álvaro Tinajero y la energización de las barras de 69 kV de la misma central. 2) Solicitar a la central Gonzalo Zevallos el “arranque en negro” de la unidad TG4 de la central Gonzalo Zevallos y la energización de las barras de 69 kV de la misma central. • Energización subestaciones Salitral – Trinitaria – Electroquil 2: 3) Una vez energizada las barras de 69 kV de la central Álvaro Tinajero, solicitar a CATEG-G el arranque de la unidad 1 de la central Álvaro Tinajero, la energización de la central Aníbal Santos, el arranque de las unidades a gas de la central Aníbal Santos y el arranque de la unidad a vapor de la central Aníbal Santos, si esta última está considerada en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 4) Solicitar a CATEG-G controlar la frecuencia de la zona. 5) Una vez energizadas las barras de 69 kV de la central Gonzalo Zevallos, solicitar a la indicada central el arranque de las unidades TV2 y TV3 si las mismas están consideradas en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 6) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 20 MW de carga del área de Salitral. 7) Coordinar con CATEG-G y la central Gonzalo Zevallos la sincronización de las barras de 69 kV de las centrales Aníbal Santos y Gonzalo Zevallos mediante el cierre de los disyuntores 52-BA y 52-BB correspondientes a los puntos de entrega a CATEG-D por las barras A y B de la central Gonzalo Zevallos.


8) Solicitar a la central Álvaro Tinajero continuar controlando la frecuencia de la zona. 9) Solicitar a la central Gonzalo Zevallos subir la generación de la unidad TG4 a 10 MW. 10) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 10 MW del área de Salitral. 11) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Salitral. 12) Cerrar la L/T Salitral – Trinitaria de 138 kV. 13) Cerrar la posición central Trinitaria de 138 kV en la S/E Trinitaria. 14) Solicitar a la central Trinitaria el arranque de la unidad si la misma está considerada en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 15) Cerrar la posición central Victoria II de 138 kV en la S/E Trinitaria. 16) Solicitar a la central Victoria II el arranque de la unidad. 17) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Trinitaria. Nota: Mientras no ingrese al paralelo la central Vi ctoria II o ésta zona no se integre al sistema, no se debe reconectar la carga de CATEG-D alimentada desde la S/E Trinitaria. 18) Cerrar la posición Power Barge I de 69 kV de la S/E Trinitaria. 19) Solicitar a la central Power Barge I el arranque de la unidad si la misma está considerada en el despacho económico diario programado o redespacho vigente. 20) Cerrar la L/T Gonzalo Zevallos – Electroquil de 69 kV. 21) Solicitar a ELECTROQUIL el arranque de las unidades 1 y 2 de la central Electroquil 2. 22) Conectar el transformador de interconexión TIC 69/138 kV de la S/E Electroquil. 23) Conforme vaya ingresando la generación solicitada, se puede ir reconectando más carga en forma controlada y simultáneamente controlar la tensión de la zona. Nota: Con la generación disponible en el área de Sa litral se puede reconectar máximo 170 MW, para no causar bajos volt ajes en la zona.


4.4.7 RESTAURACIÓN DE LA ZONA ELÉCTRICA D: MOLINO – MILAGRO – PASCUALES El restablecimiento de esta zona se inicia con el arranque en negro de las unidades de la central Paute y, la posterior energización de las barras de la S/E Molino. El objetivo del restablecimiento de esta zona es el de reconectar la carga de CATEG-D, EMELGUR, EMEPE, INTERAGUA, EEMILAGRO, EMELORO, EMELRIOS, EERCSUR y EERSUR y el de suministrar servicios auxiliares a las centrales: Machala Power, Dr. Enrique García y demás centrales de la zona. 1) Solicitar a la central Paute el “arranque en negro” de una unidad de la fase AB. Nota: El Centro de Operación de HIDROPAUTE debe ene rgizar las barras de 138 kV de la S/E Molino, previa autorización del CE NACE. 2) Solicitar a la central Paute realizar el control de frecuencia de la zona. • Energización de las subestaciones Molino – Milagro – Pascuales: 3) Conectar el autotransformador AT1 230/138 kV de la S/E Molino. 4) Solicitar a la central Paute el ingreso de todas las unidades disponibles. 5) Cerrar el circuito 2 de la L/T Molino – Milagro de 230 kV. 6) Conectar el autotransformador ATK 230/69 kV de la S/E Milagro. 7) Cerrar posiciones Milagro1, Milagro 2 y Milagro 3 de 69 kV de la S/E Milagro. 8) Solicitar a la Empresa Eléctrica Milagro reconectar alrededor de 30 MW de carga. 9) Cerrar la posición EMELGUR de 69 kV de la S/E Milagro. 10) Solicitar a EMELGUR reconectar alrededor de 16 MW de carga alimentada desde la S/E Milagro. 11) Cerrar la L/T Milagro – Pascuales de 230 kV. 12) Conectar el autotransformador ATU 230/138 kV y un reactor de la S/E Pascuales. 13) Conectar el autotransformador OHIO 138/69 kV de la S/E Pascuales.


14) Cerrar la posición Gas Pascuales de 69 kV de la S/E Pascuales. 15) Solicitar a la central Dr. Enrique García el arranque de la unidad. 16) Cerrar la posición La Toma de 69 kV de la S/E Pascuales. 17) Solicitar a INTERAGUA el arranque de las bombas de la estación de bombeo La Toma. 18) Cerrar las posiciones Vergeles y Cervecería de 69 kV de la S/E Pascuales. 19) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Pascuales. 20) Cerrar la L/T Pascuales – Trinitaria de 230 kV. 21) Conectar la posición de 230 kV del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Trinitaria. 4.4.8 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA C SALITRAL – TRINIT ARIA CON LA ZONA D MOLINO – MILAGRO - PASCUALES: La sincronización de las 2 zonas se debe realizar mediante el cierre de la posición de 138 kV del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Trinitaria. 1) Sincronizar y cerrar la posición de 138 kV del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Trinitaria. 2) Solicitar a CATEG-G dejar de controlar la frecuencia con las unidades de la central Álvaro Tinajero y subir la generación al máximo en las unidades de la indicada central. 3) Cerrar el circuito 2 de la L/T Pascuales - Molino de 230 kV. 4) Cerrar la L/T Pascuales – Salitral de 138 kV. Nota: Se cierra el anillo Pascuales – Trinitaria – Salitral – Pascuales, dando mayor seguridad al sistema. 5) Desconectar el reactor de la S/E Pascuales. 6) Conectar el autotransformador AT2 230/138 kV de la S/E Molino. 7) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 50 MW de carga. 8) Cerrar las posiciones Daule y Quinto Guayas de 69 kV de la S/E Pascuales.


9) Solicitar a EMELGUR reconectar alrededor de 30 MW de carga alimentada desde la S/E Pascuales. Nota: Previo a la reconexión de carga adicional es necesario cerrar el anillo trocal de 230 kV, para evitar problemas de sincroni zación por ángulo de la L/T Pascuales – Quevedo de 230 kV. 4.4.9 SINCRONIZACIÓN DE LA ZONA D MOLINO – MILAGRO – PASCUALES CON LA ZONA A POMASQUI – SANTA ROSA - TOTORAS: La sincronización de las 2 zonas se debe realizar mediante el cierre de la L/T Molino – Riobamba de 230 kV. 1) Cerrar la L/T Riobamba de 230 kV en la S/E Molino. 2) Solicitar al COT sincronizar y cerrar la L/T Molino de 230 kV en la S/E Riobamba. 3) Supervisar permanentemente la transferencia por la Interconexión Colombia – Ecuador de 230 kV. 4.4.10 CIERRE DEL ANILLO TRONCAL DE 230 KV: 1) Cerrar el circuito 2 de la L/T Quevedo de 230 kV en la S/E Pascuales. 2) Sincronizar y cerrar el circuito 2 de la L/T Pascuales de 230 kV en la S/E Quevedo. 3) Cerrar el circuito 1 de la L/T Pascuales – Molino de 230 kV. 4.4.11 CONTINUACIÓN DE LA RESTAURACIÓN DE LA ZONA E LÉCTRICA D: MOLINO – MILAGRO – PASCUALES Energización de subestaciones Policentro, Santa Elena y Posorja: 1) Cerrar el circuito 2 de la L/T Pascuales – Policentro de 138 kV. 2) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Policentro. 3) Cerrar las posiciones Tres Cerritos, Cristavid, Piedrahita y Francisco de Orellana de 69 kV de la S/E Policentro. 4) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 40 MW de carga alimentada desde la S/E Policentro. 5) Cerrar el circuito 1 de la L/T Pascuales – Policentro de 138 kV. 6) Conectar los 2 capacitores de la S/E Policentro.


7) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 40 MW de carga alimentada desde la S/E Policentro. 8) Cerrar la L/T Pascuales – Santa Elena de 138 kV. 9) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Santa Elena. 10) Cerrar las posiciones Salinas, Libertad, Colonche y Chanduy de 69 kV de la S/E Santa Elena. 11) Solicitar a EMEPE reconectar alrededor de 20 MW de carga alimentada desde la S/E Santa Elena. 12) Cerrar el circuito 1 de la L/T Pascuales - Quevedo de 230 kV. 13) Desconectar el transformador de Interconexión TIC 69/138 kV de la S/E Electroquil. 14) Cerrar la L/T Pascuales – Electroquil de 138 kV. 15) Solicitar a ELECTROQUIL el arranque de las unidades 3 y 4 de la central Electroquil 3. 16) Cerrar la L/T Electroquil – Posorja de 138 kV. 17) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Posorja. 18) Cerrar las posiciones Playas y Posorja de 69 kV de la S/E Posorja. 19) Solicitar a EMEPE reconectar alrededor de 10 MW de carga alimentada desde la S/E Posorja. 20) Conectar el autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Pascuales. 21) Cerrar las posiciones Guasmo, Pradera y Padre Canals de 69 kV de la S/E Trinitaria. 22) Solicitar a CATEG-D reconectar alrededor de 60 MW de carga alimentadas desde la S/E Trinitaria. • Energización de las subestaciones San Idelfonso, Ma chala y Babahoyo: 23) Conectar el autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Milagro. 24) Cerrar el circuito 2 de la L/T Milagro – San Idelfonso de 138 kV. 25) Cerrar la L/T San Idelfonso – Machala Power de 138 kV.


26) Solicitar a la central Machala Power el arranque de las unidades A y B si las mismas están consideradas en el despacho económico diario programado o redespacho vigente o si la situación así lo amerita. 27) Cerrar el circuito 2 de la L/T San Idelfonso – Machala de 138 kV. 28) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Machala. 29) Solicitar a EMELORO reconectar alrededor de 20 MW de carga. 30) Cerrar el circuito 1 de la L/T Milagro – Molino de 230 kV. 31) Cerrar el circuito 1 de la L/T San Idelfonso – Machala de 138 kV. 32) Solicitar a EMELORO reconectar alrededor de 10 MW de carga. 33) Cerrar el circuito 1 de la L/T Milagro – San Idelfonso de 138 kV. 34) Solicitar a EMELORO reconectar alrededor de 20 MW de carga. 35) Conectar un capacitor de la S/E Machala. 36) Cerrar la L/T Milagro – Babahoyo de 138 kV. 37) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Babahoyo. 38) Solicitar a EMELRIOS reconectar alrededor de 15 MW de carga. 39) Conectar el capacitor 2 de la S/E Machala. 40) Solicitar a EMELRIOS reconectar alrededor de 15 MW de carga. • Energización de las subestaciones Cuenca y Loja: 41) Cerrar el circuito 2 de la L/T Molino – Cuenca de 138 kV. 42) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Cuenca. 43) Cerrar las posiciones Cuenca 1, Cuenca 2 y Limón de 69 kV de la S/E Cuenca. 44) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur reconectar alrededor de 20 MW de carga. 45) Solicitar a ELECAUSTRO ingresar al paralelo con las unidades de las centrales hidráulicas Saucay y Saymirín. 46) Cerrar el circuito 1 de la L/T Molino – Cuenca de 138 kV.


47) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur reconectar alrededor de 20 MW de carga. 48) Cerrar la L/T Cuenca – Loja de 138 kV. 49) Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Loja. 50) Cerrar las posiciones Loja 1 y Loja 2 de 69 kV de la S/E Loja. 51) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional del Sur reconectar alrededor de 20 MW de carga. 52) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional del Sur ingresar al paralelo con las unidades de la central hidráulica San Francisco (Carlos Mora). 53) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur reconectar alrededor de 10 MW de carga. Nota: Reconectar máximo 50 MW de carga en la Empres a Eléctrica Centro Sur para no causa bajos voltajes en las subestacion es Cuenca y Loja. Nota: Previo a la reconexión de carga adicional por parte de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur se debe verificar el ingreso de la generación de las centrales Saucay y Saymirín de ELECAUSTRO, p ara evitar bajos voltajes en la S/E Cuenca. 54) Solicitar a la Empresa Eléctrica Regional del Sur reconectar alrededor de 5 MW de carga. Nota: Reconectar máximo 15 MW de carga en la Empres a Eléctrica del Sur para no causa bajos voltajes en las subestaciones C uenca y Loja. Nota: Previo a la reconexión de carga adicional por parte de la Empresa Eléctrica Regional del Sur se debe verificar el ing reso de la generación de la central San Francisco, para evitar bajos voltajes e n la S/E Loja. • Energización de la subestación Dos Cerritos: 55) Cerrar la L/T Pascuales – Dos Cerritos de 230 kV. 56) Conectar el autotransformador ATK 230/69 kV de la S/E Dos Cerritos. 57) Cerrar las posiciones L1, L2, L3 y L4 de 69 kV de la S/E Dos Cerritos. 58) Solicitar a EMELGUR reconectar la carga de la S/E Dos Cerritos.


4.4.12 REFORZAMIENTO DEL SNT: 59) Cerrar la L/T Dos Cerritos – Milagro de 230 kV. 60) Cerrar el circuito 1 de la L/T Pomasqui – Santa Rosa. 61) Cerrar la L/T Molino – Totoras de 230 kV. 62) Cerrar el circuito 1 de la L/T Totoras – Santa Rosa de 230 kV. 63) Una vez que se han cerrado todas las líneas de transmisión del anillo trocal de 230 kV, solicitar a los Distribuidores continuar con el proceso de reconexión de carga. 64) Cerrar la posición CEDEGE de 138 kV de la S/E Pascuales. 65) Cerrar la posición Severino de 138 kV de la S/E Chone. 66) Cerrar la posición CEDEGE de 69 kV de la central Electroquil 2. 4.4.13 ACTIVACIÓN DEL AGC DEL CENACE: 67) Activar el AGC del CENACE en modo FF. 68) Coordinar con el CND para pasar el modo de operación de los AGC de Ecuador a Colombia de FF a TLB. 69) Coordinar con el CND para modificar el intercambio por la Interconexión Colombia – Ecuador de 230 kV al valor establecido en el despacho económico diario programado o redespacho vigente, o al valor que sea necesario de acuerdo a los requerimientos del SNI. 4.4.14 RESTABLECIMIENTO DEL SISTEMA DE EMELNORTE [7] Dependiendo de la hora en que ocurra el colapso total, se podrá restablecer total o parcialmente la carga de EMELNORTE desde el sistema eléctrico colombiano a través de la interconexión Colombia – Ecuador de 138 kV, cuya capacidad máxima de transferencia es de 40 MVA. EMELNORTE debe reconectar las cargas más prioritarias alimentadas desde las subestaciones Ibarra y Tulcán, de forma de no sobrecargar la interconexión Colombia – Ecuador de 138 kV. El CENACE debe realizar las siguientes acciones: 1. Informar al CND que se requiere normalizar la carga de EMELNORTE desde

el sistema colombiano (carga radial). 2. Colocar la posición de las manijas 43 TTR de las subestaciones

Panamericana, Tulcán e Ibarra en las posiciones 2, 1 y 3 respectivamente.


3. Cerrar la L/T Panamericana – Tulcán de 138 kV. 4. Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Tulcán. 5. Cerrar las posiciones Tulcán 1 y Tulcán 2 de 69 kV de la S/E Tulcán. 6. Reconectar la carga de EMELNORTE alimentada desde la S/E Tulcán. 7. Solicitar el ingreso de las centrales La Playa y San Miguel de Car de

EMELNORTE. 8. Verificar que el disyuntor 52-SB de la S/E Ibarra se encuentre abierto. 9. Cerrar la L/T Tulcán – Ibarra de 138 kV. 10. Conectar el transformador T1 138/34.5 kV de la S/E Ibarra. 11. Cerrar las posiciones El Ambi y Selva Alegre de 34.5 kV de la S/E Ibarra. 12. Solicitar a EMELNORTE el ingreso de la central El Ambi. 13. Conectar el autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Ibarra. 14. Cerrar las posiciones Otavalo, Cotacahi y Tulcán de 138 kV. 15. Cerrar el transformador de la S/E Móvil 138/69 kV de la S/E Ibarra. 16. Reconectar la carga de EMELNORTE alimentada desde la S/E Ibarra. 17. Conectar los capacitores de las subestaciones Tulcán e Ibarra. Nota: El cierre de las posiciones de 138 kV del aut otransformador ATQ 138/69 kV y del transformador T1 138/34.5 kV de la S/E Ibarra, debe realizarse utilizando su propio disyuntor, es decir , ninguna posición de 138 kV de la S/E Ibarra debe encontrarse transferida. Si todavía existe carga desconectada en EMELNORTE, se deben realizar las siguientes maniobras: 18. Cerrar el circuito 1 de la L/T Vicentina – Ibarra de 138 kV. 19. Colocar la posición de las manijas 43 TTR de las subestaciones

Panamericana, Tulcán e Ibarra en las posiciones 2, 2 y 2 respectivamente. 20. Sincronizar y cerrar el disyuntor 52-SB de la S/E Ibarra. 21. Verificar la apertura automática de la L/T Panamericana – Tulcán de 138 kV. 22. Colocar la posición de las manijas 43 TTR de las subestaciones

Panamericana, Tulcán e Ibarra en las posiciones 3, 1 y 3 respectivamente. 23. Cerrar el circuito 2 de la L/T Vicentina – Ibarra de 138 kV. 24. Solicitar a EMELNORTE reconectar toda la carga que se encuentre

desconectada.


4.4.15 POSICIÓN DE LOS LTC`S DE LOS TRANSFORMADORES DEL SNT PREVIO A SU ENERGIZACIÓN:

Tabla 11: Posición de los LTC’S

S/E TRANSFORMADOR

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

(kV) POSICIÓN LTC BABAHOYO (1) ATQ 138/69 25 CHONE ATQ 138/69 12 DOS CERRITOS ATK 230/69 19 ESMERALDAS AA1 138/69 13 IBARRA (1) ATQ 138/69 23 IBARRA T1 138/34.5 -4 LOJA ATQ 138/69 0 MACHALA ATQ 138/69 -7 MULALÓ (1) ATQ 138/69 22 PASCUALES ATR (OHIO) 138/69 -7 POLICENTRO ATQ 138/69 16 PORTOVIEJO (2) AA1 138/69 10 PORTOVIEJO (2) AA2 138/69 10 POSORJA ATQ 138/69 -4 QUEVEDO ATR 138/69 -5 RIOBAMBA TRK 230/69 0 SANTA ELENA ATQ 138/69 0 SANTA ROSA TRN 138/46 -4 SANTA ROSA (1) TRP 138/46 21 TRINITARIA ATQ 138/69 19 TULCÁN ATQ 138/69 -7 VICENTINA T2 138/46 10

(1) Transformadores cuya operación del LTC es inversa, es decir, para

bajar la tensión en el secundario del transformador, se debe subir la posición del LTC y, para subir la tensión en el secundario del transformador, se debe bajar la posición del LTC.

(2) Transformadores que operan en paralelo.

4.4.16 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS.

Tabla 12: Abreviaturas

CND Centro Nacional de Despacho

COs Centros de Operación

EAC Esquema de Alivio de Carga por Baja Frecuencia

EAV Esquema de Alivio de Carga por Bajo Voltaje

FF Flat Frequency (modo de operación del AGC)

L/T Línea de Transmisión

SNT Sistema Nacional de Transmisión

S/E Subestación

STR Sistema de Tiempo Real

TLB Tie Line Bias (modo de operación del AGC)

CAPÍTULO 5: DETERMINACIÓN DE SOBRETENSIONES OCASIONADOS DURANTE LAS MANIOBRAS DE RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SNT. 102

5. - DETERMINACIÓN DE SOBRETENSIONES OCASIONADOS DURANTE LAS MANIOBRAS DE

RESTITUCIÓN DE ENERGÍA EN EL SNT. 5.1 INTRODUCCIÓN En el presente capítulo se realizará la simulación de las maniobras de energización en el anillo de 230 kV, con el fin de determinar el mejor método de control de las sobretensiones que son causadas por dichas maniobras, para lo cual se asumirá que las maniobras previas, es decir, las maniobras en las empresas generadoras, distribuidoras, en las barras de 69 kV y 138 kV han sido realizadas correctamente, basándonos en el proceso detallado en el capítulo 4, para las diferentes zonas. Para la simulación se utilizará el paquete computacional ATP-EMTP, el cual ya ha sido explicado en el capítulo 3, con el fin de realizar un análisis transitorio de las sobretensiones que se generan en el anillo de 230 kV y comprobar el método más eficaz en el abatimiento de la sobretensión. 5.2 MODELADO DE LOS ELEMENTOS DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. Para modelar las líneas del anillo de 230 kV del SNI se deben tomar a consideración varios elementos los cuales se explicaran a continuación: 5.2.1 ESTRUCTURAS. Para el presente trabajo de tesis se han tomado las estructuras más comunes en el anillo de 230 kV, tanto para Sierra como para Costa, con dichas torres se simularán cada una de las líneas dependiendo de su región.


Figura 5.1 Estructura Sierra 230 kV


Figura 5.2 Estructura Costa 230 kV


5.2.2 CONDUCTOR Y LONGITUD DE LÍNEAS. En la tabla siguiente se presentaran la longitud y el tipo de conductor utilizado en cada una de las líneas de 230 kV.

Tabla 13. Longitud y Conductor de las Líneas 230 kV .

1 L/T STA. ROSA - TOTORAS 110.09 230 238 1113 BLUEJAY 2

2 L/T RIOBAMBA - TOTORAS 42.88 230 95 1113 BLUEJAY 1

3 L/T MOLINO (E.297) - TOTORAS 200.20 230 95 1113 BLUEJAY 1

4 L/T STA. ROSA - STO. DOMINGO (E.1 a E.129) 60.20 230 129 1113 BLUEJAY 2

5 L/T STO. DOMINGO - QUEVEDO 104.70 230 255 1113 BLUEJAY 2

6 L/T STA. ROSA - STO. DOMINGO (E.130 a E.172) 18.10 230 43 1113 BLUEJAY 2

7 L/T QUEVEDO - PASCUALES 145.30 230 345 1113 BLUEJAY 2

8 L/T MILAGRO - DOS CERRITOS (E.96) 42.87 230 96 1113 BLUEJAY 1

9 L/T DOS CERRITOS - PASCUALES 9.89 230 24 1113 BLUEJAY 1

10 L/T PASCUALES - TRINITARIA 28.60 230 96 1113 BLUEJAY 1

11 L/T MOLINO - MILAGRO (E.188 a E.277) 38.94 230 90 1113 BLUEJAY 2

12 L/T MOLINO - PASCUALES (E.139 a E.379) 106.10 230 241 1113 BLUEJAY 2

13 L/T MOLINO - MILAGRO ( E.1 a E.187) 96.88 230 187 1113 BLUEJAY 2

14 L/T MOLINO - PASCUALES (E.1 a E.138) 82.40 230 138 1113 BLUEJAY 2

15 L/T MOLINO - RIOBAMBA ( E.296 ) 157.32 230 296 1113 BLUEJAY 1

16 L/T STA. ROSA - POMASQUI 45.66 230 82 1200 ACAR-1200 2

17 L/T POMASQUI - JAMONDINO 136.46 230 237 1200 ACAR-1200 2

VOLT A -JE

(KV)

C A N T ID . D E

T OR R ESLIN EA D E T R A N SM ISIONIT EM

C LA VEC A LIB R E

(mcm)

CONDUCTORLON GI-

T UD (KM )


5.2.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES Con la finalidad de realizar una modelación adecuada es necesario conocer la información sobre los diferentes conductores que conforman el anillo de 230 kV. Esta información es requerida por los modelos de líneas de transmisión del software ATPDraw. Además se deben simular los cables de guardia, en la sierra se utilizan 2, mientras que en la costa solamente 1. El cable de guardia utilizado es el cable de 3/8 pulgadas de acero galvanizado

Tabla 14. Características del conductor ACAR.


Tabla 15. Características del conductor BLUEJAY 111 3

Tabla 16. Características del CABLE DE ACERO GALVAN IZADO de 3/8 pulgadas

DESCRIPCION DATOS

Diámetro 3/8 “

Area total 51,14 mm2

Diámetro exterior 9,15 mm

Peso unitario 0,407 kg/m

Tensión de rotura 4.900 kg

Módulo de elasticidad final 17.500 kg/mm2

Coeficiente de dilatación lineal 12 x 10-6/ºC

Resistencia 3,75 Ω/km 5.2.4 EQUIVALENTES. Estos equivalentes tienen como función el representar al resto del sistema en ese punto. Esto se realiza mediante el teorema de Thévenin que dice “que cualquier circuito lineal de elementos resistivos y fuentes de energía con un par determinado de terminales pueden representarse por una combinación en serie de una fuente de voltaje ideal y una resistencia”. El cálculo de los equivalentes se ha realizado mediante la utilización del programa computacional Power Factory Digsilent. En dicho programa se ha utilizado el archivo .dz de enero del 2009, a demanda máxima, con el fin de obtener las peores condiciones.


Tabla 17. Equivalentes De Cada Barra.

GENERADOR R0 [Ohm] X0 [Ohm] R1 [Ohm] X1 [Ohm]

POMASQUI 3.157 21.794 4.212 19.504 SANTA ROSA 0.986 12.041 3.721 16.008

SANTO DOMINGO 3.174 26.817 4.529 21.764 QUEVEDO 2.68 28.061 4.457 22.154 TOTORAS 2.342 21.601 2.453 17.735 RIOBAMBA 6.291 45.291 4.041 28.336

MOLINO 0.116 5.646 1.248 11.307 MILAGRO 2.303 24.009 4.666 22.822

DOS CERRITOS 1.911 16.399 3.96 16.432 PASCUALES 0.914 9.504 3.517 13.58 JAMONDINO 12.043 47.191 4.222 24.402

5.2.5 CARGA INGRESADA. Esta es la carga que se va ingresando en cada una las subestaciones al momento de ser energizadas. Cada una de las cargas que se han tomado para las diferentes subestaciones está basada en el capítulo 4, en el proceso de restauración y asumiendo un fp=0.98. Por ejemplo: Carga 20 MW:

Tabla 18: Carga Ingresada En Cada Una De Las Barras .

GENERADOR R [Ohm] X [Ohm] P [MW]

POMASQUI 2073.680 421.079 25

SANTA ROSA 2592.100 526.348 20

SANTO DOMINGO 2592.100 526.348 20

QUEVEDO 2073.680 421.079 25

TOTORAS 2592.100 526.348 20

RIOBAMBA 5184.200 1052.697 10

MOLINO 0 0 0

MILAGRO 1728.067 350.899 30

DOS CERRITOS 1036.840 210.539 50

PASCUALES 1036.840 210.539 50


5.2.6 DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES. Los descargadores de sobretensiones tendrán la siguiente característica de corriente y tensión [18].

Tabla 19. Característica De Corriente Y Tensión. Corriente

[A]

Tensión

[V]

100 352560

200 361600

470 370640

750 379680

1500 388720

2000 397760

2800 406800

Dicha característica está basada en la siguiente curva, utilizando una tensión residual a 10 kA en la onda de 8/20 de impulso con 452 kV.:

Figura 5.3 Curva De Protección Característica Del D escargador De Sobretensiones


La tensión de 452kV está tomada de la siguiente tabla que contiene las características del descargador de sobretensiones:

Tabla 20: Datos De Protección Garantizada.

5.3 SIMULACIÓN DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN EL PROCESO DE RESTAURACIÓN DE CARGA. En esta sección se presentara la simulación de una sola línea para mostrar la forma en que se modeló el resto de las líneas. El resto de las líneas se presentan en el Anexo 1, el orden de las líneas está dispuesto de forma en que se van energizando en el proceso de restauración del SNI, de acuerdo al capítulo 4. Todas las líneas se han modelado tomando en cuenta las siguientes consideraciones: • Para la simulación de la fuente de tensión de las subestaciones se utilizara el

elemento “AC3PH - Steady-state (cosinus) function. 3 phase. TYPE 14” del programa ATPDraw.

• En el caso de la simulación de los descargadores de sobretensiones, se

utilizará el elemento “NLRES92 - True nonlinear resistor TYPE 92” ya que nuestro descargador de sobretensiones no presenta 2 características diferentes, además no tienen una extrema no linealidad ya que se trata de la acción de switcheo.

• El tiempo de cierre del interruptor se realizará a los 0.02 segundos debido a

que en este tiempo se presenta una sobretensión considerable.

• La secuencia utilizada en el método de cierre controlado es ACB ya que es la que menor sobretensión presenta.


• El tiempo de inserción en el método de resistencia de pre-inserción es de 0.008 segundos y se utilizara una resistencia de 400 [ohm]. (ver capítulo 3)

• Los parámetros de las líneas y demás elementos fue suministrado por CELEC-

Transelectric.

• Se llamara circuito 2 al primer circuito que se energiza y circuito 1 al segundo circuito que se energiza, en las líneas de doble circuito, esto corresponde a la nomenclatura utilizada en los centros de operación.

• Se presentaran solamente las tablas con las sobretensiones obtenidas de las

diferentes líneas. Ver Anexo 1 para las oscilografías y esquemas de simulación.

5.3.1 LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI CIRCUITO 2.

Tabla 21: Sobretensiones Resultantes Línea Jamondin o – Pomasqui Circuito

2.





Con Descargadores de Sobretensiones. 207934 316729 310939 254666.10 387912.22 380820.95 1.11 1.69 1.66


OBSERVACIONES: • El mejor método de abatimiento de sobretensión es la resistencia de pre-

inserción. • Transitorio prolongado debido a la gran longitud de la línea. • Inicio de la energización del anillo de 230 kV por la interconexión Ecuador –

Colombia. 5.3.2 LÍNEA POMASQUI – SANTA ROSA CIRCUITO 2. Tabla 22: Sobretensiones Resultantes Línea Pomasqui – Sta. Rosa Circuito 2


Sin método de control de sobretensiones 247458.00 336568.00 391485.00 303072.92 412209.93 479469.25 1.32 1.79 2.08

Con Resistencia de Pre inserción 195514.00 195860.00 223264.00 239454.77 239878.53 273441.44 1.04 1.04 1.19

Con Cierre Controlado 193658.00 195355.00 207911.00 237181.64 239260.03 254637.93 1.03 1.04 1.11

Con Descargadores de Sobretensiones. 188897.00 256107.00 325694.00 231350.63 313665.73 398892.06 1.01 1.36 1.73



OBSERVACIONES: • El mejor método de abatimiento de sobretensión es el cierre controlado. • Transitorio de corta duración debido a que es una línea corta. • Todos los métodos presentan un abatimiento considerable de la sobretensión. 5.3.3 LÍNEA STA. ROSA – STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2

Tabla 23: Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Ros a – Sto. Domingo.

OBSERVACIONES: • El mejor método de abatimiento de sobretensiones es el método de resistencia

de pre inserción debido a que logra un abatimiento constante en los 2 circuitos.

• Línea conformada por torres para sierra y para costa de 230 kV. • El método de cierre sincronizado es menos efectivo en el circuito 1.












CIRCUITO 2

CIRCUITO 1



5.3.4 LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 2

Tabla 24: Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Ro sa – Totoras Circuito 2.

OBSERVACIONES: • Mejor método de abatimiento de sobretensión es el método de cierre

sincronizado. • Transitorio prolongado debido a que es una línea larga. • Línea conformada por torres para sierra 230 kV. 5.3.5 LÍNEA TOTORAS – RIOBAMBA

Tabla 25: Sobretensiones Resultantes Totoras – Rio bamba


sincronizado. • Línea de un solo circuito. • Línea conformada por torres para sierra 230 kV.














5.3.6 LÍNEA JAMONDINO - POMASQUI CIRCUITO 1

Tabla 26: Sobretensiones Resultantes Línea Jamondin o – Pomasqui Circuito 1.







OBSERVACIONES: • Mejor método de abatimiento de sobretensión es el método de resistencia de

pre inserción. • Presenta menor sobretensión que el circuito 2. • Línea conformada por torres para sierra 230 kV. 5.3.7 LÍNEA QUEVEDO - STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2.

Tabla 27: Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Sto. Domingo.












CIRCUITO 2


CIRCUITO 1



sincronizado. • Sincronización de Zona B con la Zona A. • Las sobretensiones del circuito 2 y circuito 1 similares.

5.3.8 LÍNEA MOLINO – MILAGRO CIRCUITO 2

Tabla 28: Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Milagro Circuito 2.








pre inserción. • Presenta un transitorio prolongado • Línea conformada por torres para sierra y para costa 230 kV. 5.3.9 LÍNEA MILAGRO - PASCUALES.

Tabla 29: Sobretensiones Resultantes Línea Milagro – Pascuales.








sincronizado. • Presenta un transitorio de corta duración • Línea conformada por torres para costa 230 kV.


5.3.10 LÍNEA PASCUALES - TRINITARIA

Tabla 30: Sobretensiones Resultantes Línea Pascuale s – Trinitaria.








sincronizado. • Presenta un transitorio de corta duración • Línea conformada por torres para costa 230 kV. 5.3.11 LÍNEA PASCUALES - MOLINO CIRCUITO 2

Tabla 31: Sobretensiones Resultantes Línea Pascuale s – Molino Circuito 2.








sincronizado. • Sincronización de la Zona C con la Zona D. • Transitorio prolongado. 5.3.12 LÍNEA RIOBAMBA – MOLINO

Tabla 32: Sobretensiones Resultantes Línea Riobamba – Molino.









pre inserción. • Sincronización de la Zona D con la Zona A. • Transitorio prolongado. 5.3.13 LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 2 Tabla 33: Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Pascuales Circuito

2.








pre inserción. • Cierre del anillo troncal 230 kV. • Transitorio prolongado.

5.3.14 LÍNEA MOLINO-PASCUALES CIRCUITO 1 Tabla 34: Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Pascuales Circuito 1.








sincronizado. • Cierre del anillo troncal 230 kV. • Transitorio prolongado.


5.3.15 LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 1 Tabla 35: Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Pascuales Circuito

1.








pre inserción. • Restauración de la Zona D. • Línea conformada por torres para costa 230 kV.

5.3.16 LÍNEA MILAGRO – MOLINO CIRCUITO 1

Tabla 36: Sobretensiones Resultantes Línea Milagro – Molino Circuito 1.








pre inserción. • Restauración de la Zona D. • Línea conformada por torres para costa 230 kV. 5.3.17 LÍNEA PASCUALES – 2 CERRITOS

Tabla 37: Sobretensiones Resultantes Línea Pascuale s – 2 Cerritos.









controlado. • Restauración de la Zona D. • Transitorio extremadamente corto. 5.3.18 LÍNEA 2 CERRITOS - MILAGRO

Tabla 38: Sobretensiones Resultantes Línea 2 Cerrit os – Sto. Domingo








controlado. • Reforzamiento del SNT. • Transitorio eliminado casi de manera instantánea de con cualquiera de los

métodos. 5.3.19 LÍNEA POMASQUI-STA. ROSA CIRCUITO 1

Tabla 39: Sobretensiones Resultantes Línea Pomasqui – Sta. Rosa Circuito

1.








controlado. • Reforzamiento del SNT. • Sobretensiones menores a las del circuito 2.


5.3.20 LÍNEA MOLINO – TOTORAS.

Tabla 40: Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Totoras.








controlado. • Reforzamiento del SNT. • Transitorio muy prolongado.

5.3.21 LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 1

Tabla 41: Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Ros a – Totoras.








controlado. • Reforzamiento del SNT. • Sobretensiones menores que en circuito 2.


5.4 ANÁLISIS DE RESULTADOS • Las sobretensiones que se presentan en el momento de la energización de

una línea en vacío puede llegar a ser superior 2.0 pu., si no se presenta algún método de control de sobretensiones.

• Las sobretensiones que presenta el circuito 2 es superior a la que presenta el

circuito 1 en el momento de energización de una línea.

• El abatimiento de las sobretensiones por el método de resistencia de pre-inserción es muy efectivo, lo que quiere decir que el tamaño de la resistencia y el tiempo de pre-inserción han sido correctos.

• Los descargadores de sobretensiones no realizan un abatimiento importante

en las sobretensiones, pero eliminan el transitorio de manera efectiva en poco tiempo.

• La tensión inducida que presenta el circuito 1 al ser energizado el circuito 2, es

menor si se presentan descargadores de sobretensiones en la línea.

• La longitud de la línea tiene gran influencia en la duración del transitorio, a mayor tamaño de la línea, mayor la duración del transitorio. (ver Anexo 1).

• El tiempo de cierre del interruptor también influye en las sobretensiones que se

generan en la línea, el peor caso sería en el que cada una de las fases se cierra en el pico de la onda.

• El tipo de conductor también influye en las sobretensiones producidas en la

línea, ya que las líneas con cable BLUEJAY 1113 presentan menor sobretensión que las líneas con cable ACAR 1200. (Ver Anexo 3)

• El control de sobretensiones es menos efectivo a medida que la longitud de la

línea aumenta.

• El mejor método de control de sobretensiones es el cierre sincronizado o controlado ya que se presenta como el método más efectivo en la mayoría de las líneas del anillo de 230 kV.

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 122

6. – CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 6.1 CONCLUSIONES • Para el estudio de sobretensiones de maniobra, es necesario simular el

escenario más probable con el fin de determinar las protecciones y asilamiento de los elementos.

• Los parámetros más influyentes en las sobretensiones de maniobra son: los parámetros de la línea (estructura de las torres, tipo de cable, longitud, etc.), la acción del interruptor (cierre, re-cierre, apertura) y su tiempo ejecución, y los parámetros de las barras (frecuencia, tensión, etc.)

• El método de cierre sincronizado es muy efectivo, tanto como para el control

del transitorio como para el abatimiento de las sobretensiones, es decir, este método mitiga el transitorio sin necesidad de elementos externos.

• En el método de resistencia de pre-inserción hay que tener mucho cuidado en

el valor de resistencia a colocarse, debido a que si se coloca una resistencia muy grande o muy pequeña el método pierde efectividad.

• El uso de descargadores de sobretensiones es muy importante en las líneas

de transmisión, ya que mitigan el transitorio de las sobretensiones de manera efectiva y rápida, además, sirven de protección en el caso de descargas atmosféricas.

• Utilizar dos métodos de protección sería la forma más eficiente de mejorar

tanto el abatimiento de sobretensiones como la prolongación del transitorio, pero desde el punto de vista económico esto sería muy ineficaz porque sería un gasto muy grande para la empresa colocar dos métodos de protección en cada una de las líneas. (Ver Anexo 2)

• En el método de cierre controlado en la actualidad no existen interruptores que

cierren las fases en una secuencia específica, lo que existen son interruptores que cierran sus fases en función de la primera fase que pase por 0[V]; el interruptor toma como referencia esta primera fase para realizar el cierre en las 2 fases restantes, de igual manera cuando la tensión sea 0 [V].

• Para líneas de longitud menor a 120 km el mejor método de control de

sobretensiones es el método de cierre sincronizado, esto sí, las líneas están en la misma zona, y si la línea esta una parte en la zona 1 y otra parte en la zona 2 el mejor método de control de sobretensiones es el método de resistencia de pre inserción. (Zona 1=Costa; Zona 2= Sierra)

• El método de resistencia de pre inserción es el más efectivo en líneas de

longitud superiores a 120 km y menores a 180 km que tengan una energización a 230 kV.

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 123

• De acuerdo a los resultados obtenidos se concluye que los métodos de cierre

sincronizado y resistencia de pre inserción presentan un abatimiento de la sobretensión de maniobra muy superior a la que presentan los descargadores de sobretensiones, que son los aparatos de protección que están actualmente instalados en el SNI. La razón para que dichos métodos no hayan sido implementados es que no se han realizado los estudios correspondientes para su instalación, como: costo vs beneficio, análisis en momentos de falla, cambios en los circuitos de control de las subestaciones, reconfiguración de los relés de protección.

6.2 RECOMENDACIONES • Una vez que sea actualizado el documento “Restablecimiento del Servicio ante

el Colapso Total del SNI”, se deberá realizar un nuevo estudio de las sobretensiones transitorias que producen las maniobras del nuevo proceso de restauración.

• En el caso de que se vaya a utilizar el método de resistencia de pre-inserción es necesario realizar una correcta determinación de la resistencia que se va a colocar y el tiempo de inserción, ya que de esto depende que el método sea una solución y no un gran problema.

• Para las maniobras de restauración en el anillo de 230 kV, el método de

protección utilizado actualmente son los descargadores de sobretensiones los cuales al parecer son suficientes para la protección, pero a medida de que la tensión vaya aumentando como en el proyecto 500 kV, estos descargadores de sobretensiones ya no serán útiles, debido a que la sobretensión de maniobra depende directamente de la tensión de operación y se necesitara la implementación de alguno de los otros 2 métodos estudiados.

• Realizar los estudios correspondientes para la implementación de los métodos

de cierre sincronizado y resistencia de pre inserción, con el fin de determinar si dichos métodos brindarán una mejora tal al anillo de 230 kV que su costo de implementación y reconfiguración al sistema es aceptable, o si mantener los descargadores de sobretensiones sigue siendo la mejor opción.

ÍNDICE DE FIGURAS 124

ÍNDICE DE FIGURAS.

No Titulo de la Figura Referencia 1 Onda normalizada para sobretensiones 13 2 Operaciones que pueden causar sobretensiones de maniobra 3 3 Sobretensiones a tierra al cerrar una línea de transmisión 12 4 Transformador Monofásico o Reactor 13 5 Sobretensiones y Corrientes durante la desconexión de carga inductiva 13 6 Deformación de la corriente debido a saturación 13 7 Oscilograma para la desconexión de un transformador en vacío 13 8 Picos máximos de sobretensiones transitorias de reactores en relación

de VD para varios VR 23

9 Corrientes de una línea de transmisión 13 10 Métodos de control de sobretensiones de maniobra 3 11 Sistema Modelado En ATP ----------- 12 Sistema modelado con interruptores estadísticos ----------- 13 Distribución de probabilidad para la energización de una línea en

vacío. -----------

14 Tendencia de las sobretensiones variando la resistencia de pre inserción.

-----------

15 Tendencia de las sobretensiones en función del tiempo de inserción. ----------- 16 Esquema de simulación del método de resistencia de pre inserción ----------- 17 Oscilografías del método de resistencia de pre inserción para las

diferentes fases -----------

18 Sobretensiones que ingresan al interruptor ----------- 19 Esquema de simulación del método de cierre y apertura controlado. ----------- 20 Oscilografías del método de cierre y apertura controlado ----------- 21 Diferentes Secuencias de Cierre ----------- 22 Sobretensiones con sin descargadores al final de la línea en función de

la longitud de la línea. 3

23 Esquema de simulación con descargadores de sobretensiones en el inicio de la línea

-----------

24 Oscilografías del método con descargadores de sobretensiones en el inicio de la línea

-----------

25 Esquema de simulación con descargadores de sobretensiones en ambos lados de la línea

-----------

26 Oscilografías del método con descargadores de sobretensiones en ambos lados de la línea.

-----------

27 Interacción entre los diferentes programas de ATP-EMTP ----------- 28 Pantalla Inicio ACC ----------- 29 Ventana De Dialogo para configuración de programas principales –

ATP. -----------

30 Ventana De Dialogo para configuración de programas principales – ATPDraw/Plor prg/Editor

-----------

31 Ventana de dialogo para ingresar nuevos programas ----------- 32 Menú Projects ----------- 33 Definición de proyectos -----------

ÍNDICE DE FIGURAS 125

34 Editor de filtros ----------- 35 Ventana de eventos ----------- 36 Menú desplegable por hacer clic con el botón derecho en un archivo ----------- 37 Presentación de 2 circuitos en el entorno de trabajo de ATPDraw ----------- 38 Menú Desplegable de Elementos ----------- 39 Menú de Componentes Estándar ----------- 40 Menú Ramas Lineales ----------- 41 Menú de Líneas y Cables ----------- 42 Menú de Interruptores ----------- 43 Menú de Fuentes ----------- 44 Menú de Máquinas ----------- 45 Menú de Transformadores ----------- 46 Menú de TACS ----------- 47 Menú Library ----------- 48 Ventana Inicio de la opción Model Sup-file ----------- 49 Ingreso Del Elemento Creado Por Usuario ----------- 50 Ventana De Datos Del Elemento AC 3-ph type 14 ----------- 51 Help Del Elemento AC 3-ph type 14 ----------- 52 Ventana De Datos Del Elemento RLC 3ph ----------- 53 Unión Entre Dos Elementos ----------- 54 Modelo Final ----------- 55 Ventana De Identificación de Nodos y Tierras ----------- 56 Modelo Final Identificado Nodos ----------- 57 Ventana Del Probe Volt ----------- 58 Modelo Final Con Amperímetro Y Voltímetros ----------- 59 Componentes de ATP 6 60 Ventana De ATP Settings ----------- 61 Ventana de Archivos Del Ejemplo ----------- 62 Ventana De Elección de Variables PCPLOT ----------- 63 Variable ENTRA para las 3 fases ----------- 64 Variable SALID Para Las 3 Fases ----------- 65 PF32 Con Archivo Ejemplo.Lis Abierto ----------- 66 Estructura Sierra 230 kV 21 67 Estructura Costa 230 kV 21 68 Curva De Protección Característica Del Descargador De

Sobretensiones. 18

ÍNDICE DE TABLAS 126

ÍNDICE DE TABLAS.

No Titulo de la Tabla Referencia 1 Resultados del interruptor estadístico ----------- 2 Sobretensiones De Cada Fase Variando La Resistencia De Pre

inserción -----------

3 Sobretensiones De Las Diferentes Fases Variando El Tiempo De Inserción

-----------

4 Sobretensiones Sin Y Con Resistencia De Pre inserción ----------- 5 Tiempos De Cierre Para Cada Fase ----------- 6 Sobretensiones Sin Y Con Cierre Controlado ----------- 7 Tensiones Por Fase Y Secuencia ----------- 8 Mínimas Tensiones Producidas ----------- 9 Sobretensiones Sin Y Con Descargadores De Sobretensiones En El

Inicio De La Línea. -----------

10 Sobretensiones Sin Y Con Descargadores De Sobretensiones Ambos Lados De La Línea

-----------

11 Posición de los LTC’S 7 12 Abreviaturas 7 13 Longitud y Conductor de las Líneas 230 kV 21 14 Características del conductor ACAR. 9 15 Características del conductor BLUEJAY 1113 19 16 Características del CABLE DE ACERO GALVANIZADO de 3/8

pulgadas 21

17 Equivalentes De Cada Barra ----------- 18 Carga Ingresada En Cada Una De Las Barras 7 19 Característica De Corriente Y Tensión ----------- 20 Datos De Protección Garantizada 18 21 Sobretensiones Resultantes Línea Jamondino – Pomasqui Circuito 2. ----------- 22 Sobretensiones Resultantes Línea Pomasqui – Sta. Rosa Circuito 2 ----------- 23 Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Rosa – Sto. Domingo ----------- 24 Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Rosa – Totoras Circuito 2. ----------- 25 Sobretensiones Resultantes Totoras – Riobamba ----------- 26 Sobretensiones Resultantes Línea Jamondino – Pomasqui Circuito 1. ----------- 27 Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Sto. Domingo ----------- 28 Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Milagro Circuito 2 ----------- 29 Sobretensiones Resultantes Línea Milagro – Pascuales ----------- 30 Sobretensiones Resultantes Línea Pascuales – Trinitaria ----------- 31 Sobretensiones Resultantes Línea Pascuales – Molino Circuito 2 ----------- 32 Sobretensiones Resultantes Línea Riobamba – Molino ----------- 33 Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Pascuales Circuito 2. ----------- 34 Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Pascuales Circuito 1. ----------- 35 Sobretensiones Resultantes Línea Quevedo – Pascuales Circuito 1 ----------- 36 Sobretensiones Resultantes Línea Milagro – Molino Circuito 1. ----------- 37 Sobretensiones Resultantes Línea Pascuales – 2 Cerritos. ----------- 38 Sobretensiones Resultantes Línea 2 Cerritos – Sto. Domingo ----------- 39 Sobretensiones Resultantes Línea Pomasqui – Sta. Rosa Circuito 1 -----------

ÍNDICE DE TABLAS 127

40 Sobretensiones Resultantes Línea Molino – Totoras. ----------- 41 Sobretensiones Resultantes Línea Sta. Rosa – Totoras -----------

BIBLIOGRAFÍA 128

BIBLIOGRAFÍA

1. MISHRA, Sachala; PATEL, Haresh; PENTAYYA, P; RAOOT, M.G. “Blackstart Restoration Plans for Western Region and case studies”. Fifteenth National Power Systems Conference (NPSC),IIT Bombay, December 2008.

2. DAS,J.K; CHOWDHURY,S.P. “A Knowledge Based Study of Over Voltages During Restoration of A Real Utility”. January 27,2005.

3. D’AJUZ, Ary. “Transitorios eléctricos e coordenação de isolamento –aplicação em sistemas de potencia de alta tensão”. Rio de janeiro. FURNAS. Niterói, UNIVERSIDADDE FEDERAL FLUMINENSE/EDUFF, 1987

4. HØIDALEN, Hans Kr.; PRIKLER, László; “ATPDraw for Windows 3.1x/95/NT version 1.0”. Release 1.0.1, November 1998.

5. EEUG. “Welcome to the European EMTP-ATP Users Group Web Site”

6. ZAMORA, Inmaculada; MANZÓN, Javier; FERNÁNDEZ, Elvira. “Simulación De Sistemas Eléctricos”. Pearson Educación S.A, Madrid, 2005.

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8. WIKIPEDIA. “Inrush Current”.

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10. SHENKMAN, Arieh L. “Transient Analysis of Electric Power Circuits Handbook”, Springer, Holanda, 2005.

11. GREENWODD, Allan. “Electrical Transients In Power Systems. Jhon Wiley & Sons, Inc. Estados Unidos de América. 1971

12. DAS, J.C. “Power System Analysis, Short-Circuit Load Flow and Harmonics”. Primera Edicion. Marcel Dekker, Inc. Estados Unidos de América. 2002.

13. CHAJ RAMÍREZ, Edgar Estuardo. “Análisis De Sobretensiones Debido A Transitorios Por Maniobras En Sistemas Eléctricos De Potencia Mayores De 300 Kv”. Universidad de San Carlos de Guatemala. Guatemala. Abril. 2008

14. ARELLANO RECILLAS, María del Pilar. “Evaluación De Sobretensiones Por Maniobra En La Restauración De Sistemas De Transmisión Aplicando

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Un Método En El Dominio De La Frecuencia”. Escuela Superior De Ingeniería Mecánica Y Eléctrica. México D.F. Junio. 2006.

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18. ABB. “ABB HS PEXLIM – Surge Arresters (Productos de Alta Tensión)”.

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21. CELEC-Trasnelectric. “Siluetas De Estructuras, Tipo de conductor, Longitud de las líneas de 230 kV”. Departamento De Líneas de Transmisión.

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23. CD. Tsirekis, N.D Hatziargyriou. “Control of Shunt Capacitors and Shunt Reactors Energization Transients”, New Orleans, USA, 2003.

24. WIKIPEDIA. “Efecto Ferranti”

25. GONZÁLEZ MOLINA, Francisco. “Evaluación estadística del comportamiento de líneas aéreas de distribución frente a sobretensiones de origen externo”. Barcelona, España, 2001

ANEXOS 130

ANEXOS

ANEXOS 131

ANEXO 1: ESQUEMA DE SIMULACIÓN Y OSCILOGRAFÍAS

• LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI CIRCUITO 2.

LCC

136.5 km


JAMONDINO

POMA

V

LCC

136.5 km

Equivalente


Interruptor2

X0018 POMAR

V

LCC

136.5 km


POMAC

V

LCC

136.5 km POMAP

V

Interruptor1

Res.Preinser

I



Circuito 2


Circuito 2

Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV




POMASQUI

POMASQUI

POMASQUI

POMASQUI

ANEXOS 132

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA SIN MÉTODO DE CONTROL DE SOBRETENSIONES

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMAB v:POMAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA JAMONDINO-POMASQUI CIRCUITO 2

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA CON RESISTENCIA DE PRE INS ERCIÓN.

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMARA v:POMARB v:POMARC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 133

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA CON CIERRE CONTROLADO

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMACA v:POMACB v:POMACC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA CON DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES

(file jamo-poma.pl4; x-var t) v:POMAPA v:POMAPB v:POMAPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


ANEXOS 134

• LÍNEA POMASQUI – SANTA ROSA CIRCUITO 2.

LCC

45.66 km

POMASQUI

Carga

Equivalente

ROS

V

LCC

45.66 km

POMASQUI

Carga

Equivalente

Interruptor2

Corri ROSRE

V

LCC

45.66 km

POMASQUI

Carga

Equivalente

ROSCI

V

LCC

45.66 km

POMASQUI Equivalente

ROSPA

V

Interruptor1

Res.Preinser

I

Carga



Circuito 2


Circuito 2

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Cierre controlado

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

SANTA ROSA

SANTA ROSA

SANTA ROSA

SANTA ROSA

ANEXOS 135


(file pom-ros.pl4; x-var t) v:ROSA v:ROSB v:ROSC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA POMASQUI - STA. ROSA CIRCUITO 2


(file pom-ros.pl4; x-var t) v:ROSREA v:ROSREB v:ROSREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]


ANEXOS 136


(file pom-ros.pl4; x-var t) v:ROSCIA v:ROSCIB v:ROSCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file pom-ros.pl4; x-var t) v:ROSPAA v:ROSPAB v:ROSPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 137

• LÍNEA STA. ROSA – STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2.

Sto. DOMINGO

230 kV

Carga

Equivalente

ROSA2

ROSA1

V

Carga

Sta. ROSA

Carga

Equivalente

Interruptor2

DOM1

Equivalente

Sta. ROSA

Carga

Equivalente

CIER2

DOMR1

DOM2

Carga

DOMC1

Interruptor1

Res.Preinser

I

Equivalente

Costa

LCC

18.1 km

Costa

LCC

18.1 km

CostaLCC

18.1 km

Sto. DOMINGO

Carga

Equivalente

DOMR2

Sto. DOMINGO

Carga

DOMC2

Interruptor2

Carga

Interruptor1

Res.Preinser

I

CIER1

V

Sta. ROSA

Carga

Equivalente Sto. DOMINGO

Carga

Equivalente

Sta. ROSA

Carga


Carga

Equivalente

230 kVEquivalente

Sta. ROSA

Equivalente

V

V

V

V

V

VV

V

Sierra

LCC

60.2 km

Sierra

LCC

60.2 km

SierraLCC

60.2 km

Circuito 2

Circuito 2

Circuito 2

Circuito 1

Circuito 1

Línea Sta Rosa-Sto Domingo 230 KV

Línea Sta Rosa-Sto Domingo 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Sta Rosa-Sto Domingo 230 KV con Cierre controlado

ANEXOS 138

Sta. ROSA

CostaLCC

18.1 km

DOMP1

Equivalente

Sto. DOMINGO

Equivalente

DOMP2

Carga

Carga

Sta. ROSA

Carga


Carga

Equivalente

V

V

SierraLCC

60.2 km

Circuito 2

Circuito 1

Línea Sta Rosa-Sto Domingo con Descargadores de Sobretensiones

OSCILOGRAFÍAS DE LA LÍNEA SIN MÉTODO DE CONTROL DE SOBRETENSIONES CIRCUITO 2.

(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOM2A v:DOM2B v:DOM2C 0.00 0.03 0.06 0.09 0.12 0.15[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

STA. ROSA - STO. DOMINGO CIRCUITO 2

ANEXOS 139

OSCILOGRAFÍAS DE LA LÍNEA CON RESISTENCIA DE PRE IN SERCIÓN

CIRCUITO 2.

(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMR2A v:DOMR2B v:DOMR2C 10 20 30 40 50 60 70 80[ms]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


OSCILOGRAFÍAS DE LA LÍNEA CON CIERRE CONTROLADO CIR CUITO 2.

(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMC2A v:DOMC2B v:DOMC2C 0 15 30 45 60 75 90[ms]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 140

OSCILOGRAFÍAS DE LA LÍNEA CON DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES CIRCUITO 2.

(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMP2A v:DOMP2B v:DOMP2C 0 10 20 30 40 50 60 70[ms]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOM1A v:DOM1B v:DOM1C 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


ANEXOS 141

OSCILOGRAFÍAS DE LA LÍNEA CON RESISTENCIA DE PRE IN SERCIÓN CIRCUITO 1.

(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMR1A v:DOMR1B v:DOMR1C 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMC1A v:DOMC1B v:DOMC1C 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10 2.12[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 142


(file ros-dom.pl4; x-var t) v:DOMP1A v:DOMP1B v:DOMP1C 2.00 2.01 2.02 2.03 2.04 2.05[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 2

LCC

Sta. ROSA

Carga

Equivalente

TOTO

V

ROSA

V

LCC

Sta. ROSA

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0014 TOTRE

V

Interruptor1

Res.Preinser

I



Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV

Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV con Resistencia De Preinsercion

TOTORAS

TOTORAS

ANEXOS 143

LCC

Sta. ROSA

Carga

Equivalente

TOTCIV

LCC

Sta. ROSA

TOTPA

V

Carga

Equivalente




Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV con Descargadores de Sobretenciones

TOTORAS

TOTORAS


(file rosa-toto.pl4; x-var t) v:TOTOA v:TOTOB v:TOTOC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

STA.ROSA - TOTORAS CIRCUITO 2

ANEXOS 144


(file rosa-toto.pl4; x-var t) v:TOTREA v:TOTREB v:TOTREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file rosa-toto.pl4; x-var t) v:TOTCIA v:TOTCIB v:TOTCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 145


(file rosa-toto.pl4; x-var t) v:TOTPAA v:TOTPAB v:TOTPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA TOTORAS - RIOBAMBA

LCC

42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

RIOBA

V

TOTO

V

LCC

42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0014 RIORE

V

LCC

42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

CierrRIOCI

V

V

Interruptor1

Res.Preinser

I




Línea Totoras - Riobamba 230 KV

Línea Totoras - Riobamba 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Totoras - Riobamba 230 KV con Cierre controlado

RIOBAMBA

RIOBAMBA

RIOBAMBA

ANEXOS 146

LCC

42.88 km

TOTORAS Equivalente

RIOPA

V

Carga


Línea Totoras - Riobamba 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

RIOBAMBA

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA SIN MÉTODO DE CONTROL DE

SOBRETENSIONES

(file toto-riob.pl4; x-var t) v:RIOBAA v:RIOBAB v:RIOBAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA TOTORAS-RIOBAMBA


(file toto-riob.pl4; x-var t) v:RIOREA v:RIOREB v:RIOREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]


ANEXOS 147


(file toto-riob.pl4; x-var t) v:RIOCIA v:RIOCIB v:RIOCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file toto-riob.pl4; x-var t) v:RIOPAA v:RIOPAB v:RIOPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 148

• LÍNEA JAMONDINO - POMASQUI CIRCUITO 1

SIERRA

LCC

136.5 km


JAMONDINO

cierr

SIERRA

LCC

136.5 km

Equivalente


POMA


Interruptor2

X0013

SIERRA

LCC

136.5 km

POMAR

Equivalente

V

V

POMAC

V

POMAPV

Equivalente

Equivalente 230 kV

Carga

Interruptor1

Res.Preinser

I

230 kV

Carga

SIERRA

LCC

136.5 km230 kV

Equivalente 230 kV

Carga

Carga

V

Circuito 2

Línea Jamondino - Pomasqui 230 KV




ANEXOS 149


(file jamo-poma2.pl4; x-var t) v:POMAA v:POMAB v:POMAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]



(file jamo-poma2.pl4; x-var t) v:POMARA v:POMARB v:POMARC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 150


(file jamo-poma2.pl4; x-var t) v:POMACA v:POMACB v:POMACC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file jamo-poma2.pl4; x-var t) v:POMAPA v:POMAPB v:POMAPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 151

• LÍNEA QUEVEDO - STO. DOMINGO CIRCUITOS 1 Y 2.

QUEVEDO

STO. DOMINGO

Carga

Equivalente

DOMI2

DOMI1

V

Carga

STO. DOMINGO

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0009

QUEV1

Equivalente

STO. DOMINGO

Carga

Equivalente

CIER2

QUER1

QUEV2

QUEC1

Carga

Interruptor1

Res.Preinser

I

Equivalente

Costa

LCC

104.7 km

Costa

LCC

104.7 km

CostaLCC

104.7 km

QUEVEDO

Carga

Equivalente

QUER2

QUEVEDO

Carga

QUEC2

Interruptor2

Interruptor1

Res.Preinser

I

CIER1

V

STO. DOMINGO

Carga

Equivalente QUEVEDO

Carga

Equivalente

STO. DOMINGO

Equivalente QUEVEDO

Carga

Equivalente

QUEVEDO

Carga

Equivalente

STO. DOMINGO

Equivalente

V

V

V

V

V

VV

V

Carga




Circuito 1

Circuito 1Circuito 1


Línea Sto Domingo-Quevedo 230 KV

Línea Sto Domingo-Quevedo 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Sto Domingo-Quevedo 230 KV con Cierre controlado

ANEXOS 152

STO. DOMINGO

Carga

CostaLCC

104.7 km

QUEP1

Equivalente

QUEVEDO

Carga

Equivalente

QUEP2

STO. DOMINGO

Carga

Equivalente QUEVEDO

Carga

Equivalente

V

V



Línea Sto Domingo-Quevedo con Descargadores de Sobretensiones


(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEV2A v:QUEV2B v:QUEV2C 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA STO. DOMINGO - QUEVEDO CIRCUITO 2

ANEXOS 153


(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUER2A v:QUER2B v:QUER2C 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEC2A v:QUEC2B v:QUEC2C 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 154


(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEP2A v:QUEP2B v:QUEP2C 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEV1A v:QUEV1B v:QUEV1C 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


ANEXOS 155


(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUER1A v:QUER1B v:QUER1C 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEC1A v:QUEC1B v:QUEC1C 1.98 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08 2.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 156


(file sto-quev.pl4; x-var t) v:QUEP1A v:QUEP1B v:QUEP1C 1.98 2.00 2.02 2.04 2.06 2.08[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA MOLINO – MILAGRO CIRCUITO 2

EquivalenteCosta

LCC

38.96 km

MOLINOSierra

LCC

96.88 km

MILAG

V

Costa

LCC

38.96 km

EquivalenteMOLINO Interruptor2

X0027

Sierra

LCC

96.88 km

Interruptor1

Res.Preinser

I

MILRE

V

Línea Molino - Milagro 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Molino - Milagro 230 KV

MILAGRO

MILAGRO

ANEXOS 157

EquivalenteCosta

LCC

38.96 km

MOLINO

EquivalenteMOLINO

cierr

Sierra

LCC

96.88 km

Costa

LCC

38.96 km

Sierra

LCC

96.88 km

V

MILCI

V

MILPA

V

Línea Molino - Milagro 230 KV con Cierre controlado

Línea Molino - Milagro 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

MILAGRO

MILAGRO


(file mol-mil.pl4; x-var t) v:MILAGA v:MILAGB v:MILAGC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA MOLINO - MILAGRO CIRCUITO 2

ANEXOS 158


(file mol-mil.pl4; x-var t) v:MILREA v:MILREB v:MILREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file mol-mil.pl4; x-var t) v:MILCIA v:MILCIB v:MILCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 159

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA CON DESCARGADORES DE

SOBRETENSIONES

(file mol-mil.pl4; x-var t) v:MILPAA v:MILPAB v:MILPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA MILAGRO - PASCUALES.

CostaLCC

52.7 km

MILAGRO

Carga

Equivalente

PASC

V

CostaLCC

52.7 km

MILAGRO

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0015 PASRE

V

Interruptor1

Res.Preinser

I

Línea MIlagro - Pascuales 230 KV

Línea MIlagro - Pascuales 230 KV con Resistencia De Preinsercion

PASCUALES

PASCUALES

ANEXOS 160

CostaLCC

52.7 km

MILAGRO

Carga

Equivalente

cierrPASCI

V

CostaLCC

52.7 km

MILAGRO Equivalente

PASPA

V

Carga

V

Línea MIlagro - Pascuales 230 KV con Cierre controlado

Línea MIlagro - Pascuales 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

PASCUALES

PASCUALES


(file mila-pasc.pl4; x-var t) v:PASCA v:PASCB v:PASCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA MILAGRO - PASCUALES

ANEXOS 161


(file mila-pasc.pl4; x-var t) v:PASREA v:PASREB v:PASREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]



(file mila-pasc.pl4; x-var t) v:PASCIA v:PASCIB v:PASCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 162


(file mila-pasc.pl4; x-var t) v:PASPAA v:PASPAB v:PASPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA PASCUALES - TRINITARIA

CostaLCC

28.6 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

TRIN

V

CostaLCC

28.6 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0015 TRIRE

V

Interruptor1

Res.Preinser

I

Línea Pacuales - Trinitaria 230 KV

Línea Pacuales - Trinitaria 230 KV con Resistencia De Preinsercion

TRINITARIA

TRINITARIA

ANEXOS 163

CostaLCC

28.6 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

cierrTRICI

V

CostaLCC

28.6 km

PASCUALES Equivalente

TRIPA

V

Carga

V

Línea Pacuales - Trinitaria 230 KV con Cierre controlado

Línea Pacuales - Trinitaria 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

TRINITARIA

TRINITARIA

OSCILOGRAFÍA DE LA LÍNEA SIN MÉTODO DE CONTROL DE

SOBRETENSIONES

(file pasc-trin.pl4; x-var t) v:TRINA v:TRINB v:TRINC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA PASCUALES - TRINITARIA

ANEXOS 164


(file pasc-trin.pl4; x-var t) v:TRIREA v:TRIREB v:TRIREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]



(file pasc-trin.pl4; x-var t) v:TRICIA v:TRICIB v:TRICIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]


ANEXOS 165


(file pasc-trin.pl4; x-var t) v:TRIPAA v:TRIPAB v:TRIPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA PASCUALES - MOLINO CIRCUITO 2

EquivalenteCosta

LCC

106.1 km

MOLINOSierra

LCC

82.4 km

PASC

V

Costa

LCC

106.1 km


X0026

Sierra

LCC

82.4 km

Interruptor1

Res.Preinser

I

PASCR

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

PASCUALES

Carga

Equivalente

V

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Molino - Pascuales 230 KV

ANEXOS 166

EquivalenteCosta

LCC

106.1 km

MOLINO

EquivalenteMOLINO

cierr

Sierra

LCC

82.4 km

Costa

LCC

106.1 km

Sierra

LCC

82.4 km

V

PASCC

V

PASCP

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

PASCUALES

Carga

Equivalente

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Cierre controlado

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file pasc-moli.pl4; x-var t) v:PASCA v:PASCB v:PASCC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA PASCUALES - MOLINO CIRCUITO 2

ANEXOS 167


(file pasc-moli.pl4; x-var t) v:PASCRA v:PASCRB v:PASCRC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file pasc-moli.pl4; x-var t) v:PASCCA v:PASCCB v:PASCCC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 168


(file pasc-moli.pl4; x-var t) v:PASCPA v:PASCPB v:PASCPC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA RIOBAMBA - MOLINO

LCC

157.3 km

RIOBAMBA

Carga

EquivalenteRIOBAMOLI

V

LCC

157.3 km


X0018RIOBR

RIOBAMBA

Carga

Equivalente

Interruptor1

Res.Preinser

I

EquivalenteMOLINO V

V



Línea Riobamba-Molino 230 KV

Línea Riobamba-Molino 230 KV con Resistencia De Preinsercion

ANEXOS 169

EquivalenteLCC

157.3 km

MOLINO

EquivalenteMOLINO

Cierr

LCC

157.3 km

RIOBAMBA

Carga

V

RIOBCEquivalente

RIOBAMBARIOBP

Carga

Equivalente

V

V



Línea Riobamba-Molino 230 KV con Cierre controlado

Línea Riobamba-Molino 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file riob-moli.pl4; x-var t) v:RIOBAA v:RIOBAB v:RIOBAC 0.000 0.044 0.088 0.132 0.176 0.220[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA RIOBAMBA - MOLINO

ANEXOS 170


(file riob-moli.pl4; x-var t) v:RIOBRA v:RIOBRB v:RIOBRC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file riob-moli.pl4; x-var t) v:RIOBCA v:RIOBCB v:RIOBCC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 171


(file riob-moli.pl4; x-var t) v:RIOBPA v:RIOBPB v:RIOBPC 0.00 0.04 0.08 0.12 0.16 0.20[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 2

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

QUEV

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0016QUEVR QUEVEDO

Interruptor1

Res.Preinser

I

QUEVEDO

Carga

Equivalente

Carga

Equivalente

V

V

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Resistencia De Preinsercion

ANEXOS 172

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

cierr QUEVC

CostaLCC

145.3 km


Carga

V

QUEVP

QUEVEDO

Carga

Equivalente

QUEVEDO

Carga

Equivalente

V

V

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Cierre controlado

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file pasc-quev.pl4; x-var t) v:QUEVA v:QUEVB v:QUEVC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA PASCUALES - QUEVEDO CIRCUITO 2

ANEXOS 173


(file pasc-quev.pl4; x-var t) v:QUEVRA v:QUEVRB v:QUEVRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file pasc-quev.pl4; x-var t) v:QUEVCA v:QUEVCB v:QUEVCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 174


(file pasc-quev.pl4; x-var t) v:QUEVPA v:QUEVPB v:QUEVPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA MOLINO-PASCUALES CIRCUITO 1

EquivalenteCosta

LCC

106.1 km

MOLINOSierra

LCC

82.4 km

PASC

V

Costa

LCC

106.1 km

EquivalenteMOLINO

Interruptor2

X0011

Sierra

LCC

82.4 km

Interruptor1

Res.Preinser

I

PASCR

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

PASCUALES

Carga

Equivalente

MOL

V

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Molino - Pascuales 230 KV

ANEXOS 175

EquivalenteCosta

LCC

106.1 km

MOLINO

EquivalenteMOLINO

cierr

Sierra

LCC

82.4 km

Costa

LCC

106.1 km

Sierra

LCC

82.4 km

V

PASCP

PASCC

V

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

PASCUALES

Carga

Equivalente

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Cierre controlado

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file pasc-moli2.pl4; x-var t) v:PASCA v:PASCB v:PASCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


ANEXOS 176


(file pasc-moli2.pl4; x-var t) v:PASCRA v:PASCRB v:PASCRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file pasc-moli2.pl4; x-var t) v:PASCCA v:PASCCB v:PASCCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 177


(file pasc-moli2.pl4; x-var t) v:PASCPA v:PASCPB v:PASCPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


• LÍNEA QUEVEDO – PASCUALES CIRCUITO 1

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0008

QUEVEDO

Interruptor1

Res.Preinser

I

QUEVEDO

Carga

Equivalente

Carga

Equivalente

QUEVR

QUEV V

V

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Resistencia De Preinsercion

ANEXOS 178

CostaLCC

145.3 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

CostaLCC

145.3 km


Carga

QUEVC

QUEVP

QUEVEDO

Carga

Equivalente

QUEVEDO

Carga

Equivalente

CIERR

V

V

V

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Cierre controlado

Línea Pacuales - Quevedo 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file pasc-quev2.pl4; x-var t) v:QUEVA v:QUEVB v:QUEVC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]


ANEXOS 179


(file pasc-quev2.pl4; x-var t) v:QUEVRA v:QUEVRB v:QUEVRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file pasc-quev2.pl4; x-var t) v:QUEVRA v:QUEVRB v:QUEVRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 180


(file pasc-quev2.pl4; x-var t) v:QUEVPA v:QUEVPB v:QUEVPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA MILAGRO – MOLINO CIRCUITO 1

EquivalenteCosta

LCC

38.96 km

MOLINOSierra

LCC

96.88 km

Equivalente

MILAGRO

Carga

Costa

LCC

38.96 km

MOLINO

V

V

Equivalente

MIL

Sierra

LCC

96.88 km

MILAGRO

Carga

Equivalente

Interruptor2 MILRE

Interruptor1

Res.Preinser

I

Línea Molino - Milagro 230 KV con Resistencia De Preinsercion

Línea Molino - Milagro 230 KV

ANEXOS 181

EquivalenteCosta

LCC

38.96 km

MOLINOSierra

LCC

96.88 km

MILAGRO

Equivalente

Carga

Costa

LCC

38.96 km

MOLINO

Equivalente

CIERR

V

Sierra

LCC

96.88 km

MILAGRO

Carga

V

MILCI

Equivalente

MILPA

V

Línea Molino - Milagro 230 KV con Cierre controlado

Línea Molino - Milagro 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file mil-mol2.pl4; x-var t) v:MILA v:MILB v:MILC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA MOLINO-MILAGRO CIRCUITO 1

ANEXOS 182


(file mil-mol2.pl4; x-var t) v:MILREA v:MILREB v:MILREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file mil-mol2.pl4; x-var t) v:MILCIA v:MILCIB v:MILCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 183


(file mil-mol2.pl4; x-var t) v:MILPAA v:MILPAB v:MILPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA PASCUALES – 2 CERRITOS

CostaLCC

9.89 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

2CER

V

CostaLCC

9.89 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0015 2CERR

V

Interruptor1

Res.Preinser

I

Línea Pacuales - Dos Cerritos 230 KV

Línea Pacuales - Dos Cerritos 230 KV con Resistencia De Preinsercion

2 CERRITOS

2 CERRITOS

ANEXOS 184

CostaLCC

9.89 km

PASCUALES

Carga

Equivalente

CIERR2CERC

V

CostaLCC

9.89 km


2CERP

V

Carga

V

Línea Pacuales - Dos Cerritos 230 KV con Cierre controlado

Línea Pacuales - Dos Cerritos 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

2 CERRITOS

2 CERRITOS


(file pasc-2cerr.pl4; x-var t) v:2CERA v:2CERB v:2CERC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

LINEA PASCUALES - 2 CERRITOS

ANEXOS 185


(file pasc-2cerr.pl4; x-var t) v:2CERRA v:2CERRB v:2CERRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]



(file pasc-2cerr.pl4; x-var t) v:2CERCA v:2CERCB v:2CERCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]


ANEXOS 186


(file pasc-2cerr.pl4; x-var t) v:2CERPA v:2CERPB v:2CERPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA 2 CERRITOS - MILAGRO

CostaLCC

42.87 km

2 CERRITOS

Carga

Equivalente

MILA

V

CostaLCC

42.87 km

2 CERRITOS

Carga

Equivalente

Interruptor2

X0015 MILR

V

Interruptor1

Res.Preinser

I

Línea 2Cerritos-Milagro 230 KV

Línea 2Cerritos-Milagro 230 KV con Resistencia De Preinsercion

MILAGRO

MILAGRO

ANEXOS 187

CostaLCC

42.87 km

2 CERRITOS

Carga

Equivalente

CIERRMILC

V

CostaLCC

42.87 km

2 CERRITOS Equivalente

MILP

V

Carga

V

Línea 2Cerritos-Milagro 230 KV con Cierre controlado

Línea 2Cerritos-Milagro 230 KV con Descargadores de Sobretensiones

MILAGRO

MILAGRO


(file 2cerr-mila.pl4; x-var t) v:MILAA v:MILAB v:MILAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA 2 CERRITOS - MILAGRO

ANEXOS 188


(file 2cerr-mila.pl4; x-var t) v:MILRA v:MILRB v:MILRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]



(file 2cerr-mila.pl4; x-var t) v:MILCA v:MILCB v:MILCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]


ANEXOS 189


(file 2cerr-mila.pl4; x-var t) v:MILPA v:MILPB v:MILPC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA POMASQUI-STA. ROSA CIRCUITO 1

SIERRA

LCC

45.66 km

POMA

Carga

Equivalente

SIERRA

LCC

45.66 km

POMA

Carga

Equivalente

ROSA

Interruptor2

X0009ROSRE

Equivalente

V

V

Equivalente Sta. ROSA

Carga

Interruptor1

Res.Preinser

I

Sta. ROSA

Carga

Circuito 2

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Resistencia De Preinsercion

ANEXOS 190

CIERR

POMA

Carga

Equivalente

POMA Equivalente

SIERRA

LCC

45.66 km

Carga

ROSCI V

ROSPAV

Equivalente

SIERRA

LCC

45.66 kmSta. ROSA

Equivalente Sta. ROSA

Carga

Carga

V

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Cierre controlado

Línea Pomasqui-Sta Rosa 230 KV con Descargadores de Sobretensiones


(file poma-ros2.pl4; x-var t) v:ROSAA v:ROSAB v:ROSAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXOS 191


(file poma-ros2.pl4; x-var t) v:ROSREA v:ROSREB v:ROSREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

[kV]



(file poma-ros2.pl4; x-var t) v:ROSCIA v:ROSCIB v:ROSCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]


ANEXOS 192


(file poma-ros2.pl4; x-var t) v:ROSPAA v:ROSPAB v:ROSPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


• LÍNEA MOLINO – TOTORAS.

LCC

157.3 km

RIOBAMBACarga

Equivalente

MOL

V

Equivalente MOLINOLCC

42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

Circuito 2

Línea Totoras - Molino 230 KV

ANEXOS 193

MOLRE

V

LCC

157.3 km

RIOBAMBACarga

Equivalente

Interruptor2

X0017


42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

Interruptor1

Res.Preinser

I

Circuito 2

Línea Totoras - Molino 230 KV Con Resistencia De Preinserción

ANEXOS 194

MOLCI

MOLPA

V

V

CIERR

V

LCC

157.3 km

RIOBAMBACarga

Equivalente


42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

LCC

157.3 km

RIOBAMBACarga

Equivalente


42.88 km

TOTORAS

Carga

Equivalente

Circuito 2

Circuito 2

Línea Totoras - Molino 230 KV Con Cierre Controlado

Línea Totoras - Molino 230 KV Con Descargadores de Sobretensiones


ANEXOS 195

(file toto-moli.pl4; x-var t) v:MOLA v:MOLB v:MOLC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

LINEA TOTORAS - MOLINO


(file toto-moli.pl4; x-var t) v:MOLREA v:MOLREB v:MOLREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-250.0

-187.5

-125.0

-62.5

0.0

62.5

125.0

187.5

250.0

[kV]



ANEXOS 196

(file toto-moli.pl4; x-var t) v:MOLCIA v:MOLCIB v:MOLCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file toto-moli.pl4; x-var t) v:MOLPAA v:MOLPAB v:MOLPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-350.0

-262.5

-175.0

-87.5

0.0

87.5

175.0

262.5

350.0

[kV]


• LÍNEA STA. ROSA – TOTORAS CIRCUITO 1

ANEXOS 197

LCC

110.1 km

Sta. ROSA

LCC

110.1 km

Equivalente

Sta. ROSA Equivalente

Carga

Interruptor2X0008

LCC

110.1 km


LCC

110.1 km


Carga

Interruptor1

Res.Preinser

I

Carga

TOTPATOTORAS

TOTORAS

Carga

Equivalente

Carga

TOTORAS

Carga

Equivalente

TOTORAS

Carga

Equivalente

Carga

Equivalente

TOTCI

V

TOTRE

V

TOTO

V

CIERR

V

V





Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV

Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV con Resistencia De Preinsercion


Línea Sta Rosa - Totoras 230 KV con Descargadores de Sobretenciones


ANEXOS 198

(file ros-tot02.pl4; x-var t) v:TOTOA v:TOTOB v:TOTOC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

[kV]

STA. ROSA - TOTORAS CIRCUITO 1


(file ros-tot02.pl4; x-var t) v:TOTREA v:TOTREB v:TOTREC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



ANEXOS 199

(file ros-tot02.pl4; x-var t) v:TOTCIA v:TOTCIB v:TOTCIC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]



(file ros-tot02.pl4; x-var t) v:TOTPAA v:TOTPAB v:TOTPAC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]


ANEXO 2: MÉTODO COMBINADO

ANEXOS 200

Para el control de las sobretensiones en teoría se pueden utilizar simultáneamente 2 o más de los métodos presentados en el capítulo 2 para el abatimiento de las sobretensiones. A continuación se presenta los resultados obtenidos al combinar los diferentes métodos a la Línea Pascuales – Molino; se ha escogido esta línea debido a que presenta una sobretensión elevada y un transitorio prolongado. • Método Combinando Resistencia de Pre inserción – De scargadores de

Sobretensiones.

Costa

LCC

106.1 km


X0052

Sierra

LCC

82.4 km

Interruptor1

Res.Preinser

I

PASPR

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Resistencia De Preinsercion y Descargadores de Sobretensiones

OSCILOGRAFÍA DE LAS 3 FASES

(file comb.pl4; x-var t) v:PASPRA v:PASPRB v:PASPRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

Método Combinado:Resistencia de Pre-inserción - Descargadores de Sobretensiones

• Método Combinado: Cierre Sincrónico – Descargadores de

Sobretensiones.

ANEXOS 201

EquivalenteCosta

LCC

106.1 km

MOLINOSierra

LCC

82.4 km

PASPCV

PASCUALES

Carga

Equivalente

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Cierre Sincronizado y Descargadores de Sobretensiones


(file comb.pl4; x-var t) v:PASPCA v:PASPCB v:PASPCC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

Método Combinado:Resistencia de Cierre Sincrónico - Descargadores de Sobretensiones

• Método Combinado: Cierre Sincrónico – Resistencia d e Pre inserción.

ANEXOS 202

Costa

LCC

106.1 km


X0063

Sierra

LCC

82.4 km

Interruptor1

Res.Preinser

I

PASCR

V

PASCUALES

Carga

Equivalente

Cierre Sinc

VOL

V

Línea Molino - Pascuales 230 KV con Resistencia De Preinsercion y Descargadores de Sobretensiones


(file comb.pl4; x-var t) v:PASCRA v:PASCRB v:PASCRC 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10[s]

-300

-200

-100

0

100

200

300

[kV]

Método Combinado: Cierre sincrónico - Resistencia de Pre-inserción

Res.-Des.

[pu]

Cie.-Des.

[pu]

Cie.-Res.

[pu] Cie. [pu] Res. [pu]

Fase A 1.06 1.05 1.23 1.08 1.23

ANEXOS 203

Fase B 1.28 1.11 1.32 1.19 1.32

Fase C 1.14 1.12 1.06 1.34 1.06

Res: Método Con Resistencia de Pre inserción. Cie: Método Con Cierre Sincronizado Des: Método Con Descargadores de Sobretensiones.

ANEXO 3: COMPARACIÓN ENTRE EL CABLE BLUEJAY 1113 Y EL CABLE ACAR 1200.

ANEXOS 204

Para la comparación se utilizó las dos líneas en el anillo de 230 kV que utilizan el ACAR 1200 con el fin de determinar que cable produce mayor sobretensión. A continuación se presentan los resultados.

• Línea Jamondino – Pomasqui.

BLUE JAY 1113






ACAR 1200






Sobretensiones Pico Fase - Tierra Sobretensiones RMS Fase-Fase Sobretensiones pu.


• Línea Pomasqui – Sta Rosa.

ANEXOS 205

BLUEJAY 1113






ACAR 1200








Mediante estos resultados se observo que el cable ACAR 1200 presenta una ligera mayor sobretensión que con el cable BLUEJAY 1113.

Documents

CD 2494analisis+Metodos+Sobretensiones+Por+Maniobras.desbloqueado