sni ecuador 2025 simulacion power world.docx

ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y COMPUTACIÓN

Guayaquil - Ecuador

Sistemas de Potencia II

Parte II

“SISTEMA EQUIVALENTE SNI EN BARRA PAUTE AL AÑO 2025”

Ing. José Layana

Integrantes:

Francisco DazaEduardo Espinoza

Julio Samaniego


Introducción

En la primera parte de este proyecto se realizó un análisis detallado del sistema nacional interconectado para el año 2015 ejecutando tanto el flujo de carga como el estudio de falla trifásica respectivo. Para este caso se realizará una proyección del sistema nacional interconectado después de 10 años es decir en el año 2025, por ende tanto la generación como la carga incrementaran a una tasa respectiva la cual se analizará más adelante.

La necesidad de realizar una proyección de un sistema de potencia, nos ayuda a conocer el comportamiento que podría tener un sistema en un tiempo específico y a partir de esto tomar las precauciones debidas, un estudio económico viable y ejecutar decisiones adecuadas para el correcto funcionamiento.

Cuando los resultados sean adecuados, se puede realizar una comparación entre la situación en 2015 y la proyección a 2025, y de esta manera llegar a conclusiones que sirvan para entender de mejor manera los objetivos planteados en este análisis.

2


Contenido

1. Proyección del SNI al año 2025................................................................................................4

1.1. Demanda existente...........................................................................................................4

1.2 Generación.........................................................................................................................6

1.3 Líneas de Transmisión........................................................................................................7

1.4 Subestaciones.....................................................................................................................8

2. Operación del Sistema Nacional Interconectado al año 2025................................................11

2.1 Análisis del Flujo de Carga................................................................................................13

3. Análisis de falla de SNI al año 2025........................................................................................16

3.1. Falla trifásica....................................................................................................................16

3.1.1. Obtención de la matriz impedancia a partir de la matriz admitancia.......................16

3.1.2.-Cálculo de corriente de falla trifásica.......................................................................16

3.1.3. S.N.I. equivalente visto desde barra paute...............................................................17

3.1.4.- Cálculo de voltajes de barra al momento de la falla................................................18

3.1.5.- Cálculo de aportación de corrientes a la falla..........................................................19

3.2.- Falla línea a tierra...........................................................................................................20

3.3.- Selección de Interruptor en barra Paute........................................................................21

3.3.1 Corriente de Interrupción..........................................................................................24

Conclusiones..............................................................................................................................26

3


1. Proyección del SNI al año 2025

La expansión del sistema eléctrico es un hecho ya que el crecimiento sostenido de la población aumenta la demanda, por tanto se ve la necesidad de satisfacer estos requerimientos tanto para corto, mediano y largo plazo. Se debe considerar la ejecución de proyectos eléctricos que aseguren la disponibilidad de fuentes de energía, construir nuevas líneas de transmisión o interconexiones con otros paises.

El Ecuador está realizando cambios en su pilar económico, uno de esos incluye el uso de cocinas de inducción como estrategia, a cambio de las cocinas comunes de gas. Las cocinas de inducción traen consigo un incremento drástico en la carga del país que se sumaría a las horas pico de demanda en el día. Es por ese motivo que Ecuador invierte en centrales de generación, de preferencia hidroeléctricas, para, a su vez, utilizar en menor cantidad el petróleo restante. Una vez que se tenga la suficiente capacidad para abastecer al país en las horas pico, en las horas en las que se subutiliza la capacidad instalada, se planea generar más energía para uso de exportación a Colombia o Perú.

La nueva demanda, generación y componentes en la red producen variaciones en la operación del sistema. Es por esto que es de suma importancia realizar estudios de carga y cortocircuito.

1.1. Demanda existentePuesto que no se conoce exactamente como la carga se va incrementar dentro de diez años o qué factores afectarán para su incremento, vamos a suponer una tasa de crecimiento del 10% anual para cada una de las cargas que se encuentran conectadas a las barras del sistema en la actualidad. Por lo tanto el valor futuro para esta carga se define de la siguiente manera

CF=CA(1+t)n

Dónde: CF= Carga futuraCA= Carga Actualt= Tasa de crecimiento anual= 0,1

4


n= Número de años

De esta manera se encontró las cargas de cada barra proyectadas al año 2025 las cuales se redactan en la siguiente tabla:

Tabla 1 : Demanda estimada en el SNI al año 2025

Se puede observar como la carga se incrementó con un factor de 2,6 respecto a la carga que se presentó en la Parte I de este análisis. Los centros de mayor carga son por lo general los de mayor población y en donde el comercio se concentra mayoritariamente como lo son las barras de Pascuales, Quito y Paute.

El mayor centro de carga existente para el año 2025 en el sistema nacional interconectado es Pascuales con una carga aproximada de 3557 MW, por otro lado la menor carga se concentrará en la barra de Loja con 166 MW.Para el año 2025 la carga total en el sistema estará en 10755 MW, por ende debe existir la suficiente generación para abastecer dicha carga y lograr la estabilidad adecuada del sistema.

5


1.2 Generación

El Ecuador posee un gran potencial energético, que en su mayor parte es un potencial de recursos hídricos. También al sumarse los recursos como residuo de petroleo, crudos pesados y gas natural, forman una gran aportación a la generación de energía eléctrica. Pero es por su nivel de contaminación y por favor económicos a largo plazo, se opta por invertir principalmente en la construccion de generadoras hidroeléctricas.

Ya que por diversos motivos las cargas se incrementaron, es necesario que para este tiempo los proyectos hidroeléctricos que se encuentran en construcción en la actualidad ya entren en ejecución para poder asegurar que el sistema no sufra inconvenientes o falta de energía eléctrica.Muchos de los proyectos a implementar serán capaces de abastecer mucha más energía eléctrica que Paute, y tratar de evitar la total dependencia de esta generación.La tabla que se muestra a continuación presenta la generación en potencia instalada que se estima para el año 2025.

CAPACIDAD INSTALADA AL AÑO 2025GENERADOR MW MVA X pu X pu (Base 100 MVA)Esmeraldas 132 146,67 0,1 0,06818Santo Domingo 102 113,33 0,1 0,08824Quevedo 329 365,56 0,1 0,02736Portoviejo 400 444,44 0,1 0,02250Santa Elena 230 255,56 0,1 0,03913Pascuales 1483 1647,78 0,1 0,00607Machala 130 144,44 0,1 0,06923Paute 2268 2520,00 0,1 0,00397Loja 50 55,56 0,1 0,18Quito 775 861,11 0,1 0,01161Totoras 662 735,56 0,1 0,01360Jamondino 300 333,33 0,1 0,03Coca Codo Sinclair 1500 1666,67 0,1 0,006Zamora 5000 5555,56 0,1 0,00180

TOTAL 13361 14845,56Tabla 2: Capacidad instalada del SNI al 2025

6


Como se puede observar básicamente los proyectos con mayor generación son Coca Codo Sinclair y Zamora-Santiago con 1500 MW y 5000MW de capacidad respectivamente, los cuales formarán la parte más importante del sistema nacional interconectado.

Para este caso se sigue manteniendo la energía que nos llega desde Colombia a través de Jamondino, son cerca de 300 MW, además la menor generación existente se encuentra en la barra de Loja con 50 MW donde resalta los proyectos de generación eólica.

En los puntos de abastecimiento de energía, la generación se da a través de generadores tipo síncronos, estos tienen una reactancia inductiva que fue necesario llevarla a la base que utilizaremos en todo el sistema.

La transformación se muestra a continuación:

Znew=Zold ( V old2

V new2 )( SnewSold )

Vold y Sold son los voltajes y potencia aparente bases con los que fueron calculados las reactancias inductivas que encontramos en las placas de los generadores.

1.3 Líneas de Transmisión

Hasta el año 2025 el Sistema nacional interconectado, a más repotenciar la generación en ciertos sectores, así como el ingreso de nuevas centrales eléctricas, necesitará un sistema de transmisión eficiente, moderno y confiable que sea consistente con el flujo de energía entre los puntos de generación y carga proyectados. Por este motivo se tiene proyectado que en el Ecuador se implemente un sistema de transmisión de Extra Alta Tensión de 500 KV, con el cuál se va a reducir las pérdidas por transmisión, así como la caída de voltaje entre distintas barras.

Con fines educativos y con el propósito de analizar el flujo de potencia teniendo en cuenta la inclusión de este nuevo nivel de transmisión se ha

7


simplificado su composición adaptándolo al sistema actual analizado en el primer caso de estudio.

Tabla 3: Datos de líneas de transmisión actuales y proyectados al 2025 (500KV)

El sistema de 500 KV constará con líneas de transmisión que interconecten las barras del país entre, la nueva gran generación (Zamora y Coca Codo) y donde se concentrará la mayor carga proyectada mediante subestaciones de reducción de voltaje a 230 KV a las barras de Quito, Pascuales, Paute y Machala del sistema actual.

En la tabla adjunta podemos encontrar los datos de las líneas de transmisión del sistema actual a 230 KV, así como los de las nuevas líneas proyectadas de 500 KV, entre estos tenemos la longitud de las líneas en Kilómetros, y sus características de impedancias por unidad de longitud, totales y en por unidad, en secuencia positiva o negativa y en secuencia cero, donde la última es necesaria para el análisis de la falla de línea a tierra a analizar más adelante.

1.4 Subestaciones

De manera general cuando una potencia quiere ser transmitida de un lugar a otro es necesario elevar el voltaje para lograr reducir pérdidas y transmitir de manera eficiente, este proceso de elevación o reducción de voltajes se lleva a cabo a través de transformadores colocados en subestaciones específicas.

8


En el anillo de 230 KV existente en nuestro sistema se está generando a 69 KV y transmitiendo a 230 KV a diferencia de lo actual para el año 2025, como se mencionó en las características de las líneas de transmisión, existirán líneas de nivel 500 KV, cuando son conectadas al anillo de 230 KV también es necesario la colocación de un transformador reductor de acuerdo a las necesidades del sistema.La siguiente tabla muestra las características de los transformadores usados en el sistema nacional interconectado al año 2025.

SUBESTACIONESNombre Cap. Nominal (MVA) Relación de Voltaje X pu X pu (Base 100 MVA)

Esmeraldas 146,6667 69/230 KV 0,1 0,06818

Sto. Domingo 113,3333 69/230 KV 0,1 0,08824Quevedo 365,5556 69/230 KV 0,1 0,02736

Portoviejo 444,4444 69/230 KV 0,1 0,02250Santa Elena 255,5556 69/230 KV 0,1 0,03913Pascuales 1647,7778 69/230 KV 0,1 0,00607Machala 144,4444 69/230 KV 0,1 0,06923

Paute 2520 69/230 KV 0,1 0,00397Loja 55,5556 69/230 KV 0,1 0,18000

Quito 861,11111 69/230 KV 0,1 0,01161Totoras 735,5556 69/230 KV 0,1 0,01360

Jamondino 333,3333 69/230 KV 0,1 0,03000Chorrillo 3250 500/230 KV 0,08 0,00246

Sub. Machala 3300 500/230 KV 0,08 0,00242Sub. Paute 2000 500/230 KV 0,08 0,0040Sub. Quito 1666,67 500/230 KV 0,08 0,00480

Tabla 4: Capacidad de Transformadores del SNI al año 2025

Es obvio que la capacidad de los transformadores dependerá de la capacidad de la generación que llegará a los terminales de este, para el caso estudiado los sectores donde llegan las líneas desde Zamora y Coca Codo deberán tener mayor capacidad, puesto que serán los mayores generadores del sistema al año 2025; es por esto que en la barra Chorrilo para la conexión con Pascuales es necesario la utilización de un banco de transformadores de 3250 MVA trifásicos, caso similar ocurre para la Subestación Machala con una capacidad de 3300 MVA.

La capacidad de los transformadores se incrementó debido al aumento tanto de carga como de generación. La utilización de la transmisión a nivel

9


de 500KV lleva consigo la creación de más subestaciones en el sistema nacional interconectado.

De igual manera estos transformadores poseen valores de reactancias, los cuales son necesarios colocarlos en una misma base igual que los demás elementos del sistema. La nueva base es de 100 MVA y 230 KV.La transformación a la nueva base se realiza a través de la siguiente ecuación:

Znew=Zold ( V old2

V new2 )( SnewSold )

10


2. Operación del Sistema Nacional Interconectado al año 2025

fig.1 Simulación en Power-World del S.N.I

11


Tabla 5: Operación del SNI al año 2025 en Power World- Resultados12


2.1 Análisis del Flujo de Carga

El análisis matemático del flujo de potencia de un sistema eléctrico necesita de la utilización de métodos numéricos. Entre más grande es el sistema a analizar, los cálculos se vuelven extensos y tediosos, por lo que en este caso recurrimos a un software capaz de realizarlo de manera rápida y eficiente. El software es de fácil acceso y su nombre es POWER WORLD.El sistema simulado representa de manera simplificada al sistema nacional interconectado en el país, con Power World se puede realizar un análisis completo del flujo de potencia del sistema nacional interconectado.

Las barras utilizadas en el análisis fueron interconectadas a través del software colocando cada uno de los parámetros necesarios como lo son las impedancias de las líneas, la potencia existente en la generación e incluso las cargas que se encuentran conectadas a las diversas barras. Esto es necesario para poder verificar uno de los puntos más importante en el análisis de un sistema de potencia, su estabilidad; si el sistema es estable y capaz de abastecer a toda la carga existente entonces es posible avanzar con el análisis de fallas.

Debido a que el sistema nacional interconectado fue reducido mediante aproximaciones de datos de carga, generación y las distintas reactancias que son característicos de los generadores, transformadores y líneas; se llevó a cabo la simulación de este sistema con el fin de observar su comportamiento en condiciones de flujo normal de carga y de esta manera comprobar que las asunciones tomadas fueron exitosas; para este caso la carga y la generación seleccionada fue la mostrada en la mostrada en secciones anteriores para poder tener una correcta apreciación del sistema en una supuesta operación en el año 2025.

Se observa en la simulación, las nuevas líneas de nivel 500 KV ingresadas al SNI para transmisión de energía, estas líneas salen directamente de los generadores de Coca Codo Sinclair y del proyecto Zamora-Santiago.

Se ha colocado en las barras donde la demanda era muy grande compensadores reactivos a manera de bancos de capacitores en paralelo, esto fue necesario ya que la corriente que circulaba por las líneas para alimentar las cargas reactivas presentes provocaban caídas de tensiones muy grandes, el sistema no era capaz de simularlo, lo que nos indica que la información ingresada no era suficiente para que el simulador converja a una respuesta.

13


En la siguiente tabla proporcionamos los valores nominales de potencia reactiva para los bancos de capacitores trifásicos añadidos a las barras que lo requerían:

Bancos de Capacitores InstaladosBarra del SIN Potencia Reactiva Nominal (MVAR)

Esmeraldas 90Santo Domingo 100Quevedo 300Quito 600Portoviejo 500Pascuales 600Santa Elena 75Milagro 300Machala 30Loja 80Tulcán 25Jamondino 15Chorrillo 500

Total 3215Tabla 6: Capacidad Nominal de los Bancos de Capacitores Instalados en el Sistema

Después de que se realizó la debida compensación en las barras, donde el voltaje era menor al requerido, el software ejecutó el flujo de carga sin ningún otro inconveniente, presentado resultados satisfactorios de acuerdo a lo esperado como se muestra en la tabla 5. No existió ninguna sobrecarga y el sistema podía entregar energía de forma adecuada.

En la tabla 5 se puede observar los datos de la simulación del flujo de potencia en estado estable, donde se encuentran los datos de voltaje real y en por unidad para cada barra del sistema, además podemos encontrar los datos de carga en MW, en donde se asumió para la simulación un factor de potencia de 0.95 así como también se encuentran los datos de generación y compensación de reactivos en las distintas barras. Es necesario recalcar que los generadores se encuentran funcionando a su máxima capacidad, excepto Zamora que en nuestro sistema está funcionando como la barra Slack.

Para que se dé a cabo la simulación los voltajes en las distintas en las barras tenían que encontrarse en el rango de 0.9 a 1.1 Voltios en .p.u. El voltaje más bajo lo podemos encontrar en Totoras y Pascuales, esto se debe a la gran carga al que se encuentran expuestas estas barras y además a que la generación en esta localidad no abastece por si sola su carga si no que necesita de la generación de otras barras que actualmente se encuentran lejanas del sitio de consumo.

14


Para que el sistema se encuentre en correcto funcionamiento es necesario comprobar que el porcentaje de pérdidas sea menor al 6%, es decir que la mayoría de energía generada llegue directamente a la carga existente. Pérdidas mayores a estas indican inestabilidad del sistema y mal diseño tanto de las líneas como de generadores y transformadores.

El porcentaje de pérdidas fue calculado a través de la siguiente fórmula:

%Pérdidas= PG−PLPG

∗100

Donde:PG= Potencia total GeneradaPL=Potencia total de las cargaPG-PL= Pérdidas

La siguiente tabla muestra los resultados referente a las pérdidas:

Total Generación (MW) Capacidad Instalada(MW) Total de Carga (MW)

11047,03 13361 10754,64

Pérdidas(MW) %Pérdidas292,39 2,6468

Tabla 7: Pérdidas del SNI al año 2025

Se puede observar que las pérdidas del sistema simulado alcanza valores cercanos a 293 MW, las cuales no sepueran el 2,7 % de la generación total, por ende nuestro sistema se encuentra en corrector funcionamiento.

15


3. Análisis de falla de SNI al año 2025

3.1. Falla trifásica

Una falla trifásica se produce cuando las tres fases se ven comprometidas, es decir las tres fases se unen por medio de impedancias de valor muy bajo. Estas fallas son las que producen corrientes más altas de cortocircuito.

Para calcular la corriente de cortocircuito se debe seguir las siguientes indicaciones:

1. Dibujar el diagrama unifilar con todas las impedancias en por unidad.2. Expresar todas las impedancias como admitancias.3. Determinar la matriz admitancia del sistema y con ella la matriz impedancia.4. Calcular la corriente de cortocircuito.5. Calcular los voltajes de barra previos a la falla.6. Calcular aportación de corrientes de las líneas a la corriente en la falla

3.1.1. Obtención de la matriz impedancia a partir de la matriz admitancia

Una vez que se tiene el diagrama unifilar expresando las impedancias como admitancias, se procede a formar la matriz admitancia donde los elementos Yij donde i=j son igual a la suma de las admitancias conectadas a la barra. Y los elemento Yij, donde i es distinto de j, son iguales al valor en negativo de la admitancia de la línea que se encuentra entre la barra i y la barra j.

Para todas las barras del sistema la matriz admitancia queda como lo muestra la tabla 15 y 16.

Luego de obtener la matriz admitancia, con la ayuda de software MATLAB, se procedió a invertir la matriz admitancia con lo cual se obtiene la matriz impedancia de barra.

La tabla 17 y 18 muestra la matriz impedancia de barra.

3.1.2.-Cálculo de corriente de falla trifásicaUna vez obtenida la matriz impedancia de barra, fácilmente podemos calcular la corriente de falla trifásica en la barra de Paute (barra 17).

I f 17=V PFZ1717

I f 17=1

0.0001+ j0.0036

I f 17=277.67 pu

16


Multiplicando por el valor base de la corriente Ibase=100/(√3*230)=251 A

I f 17=69695.338 A

3.1.3. S.N.I. equivalente visto desde barra paute

El sistema de potencia se puede representar utilizando la matriz impedancia de la cual ya hemos calculado. En el momento de la falla las corrientes de todas las barras son cero menos la corriente de la barra i. por lo tanto, se cumple que:

I 1=I 2=…=I n=0

I i=−I fi

Asumiendo que el voltaje previo a la falla es 1 se obtiene:

V i=Z ii I i

Fig 2: S.N.I. equivalente visto desde barra Paute.

Notamos que todo el sistema de potencia se puede expresar como una sola generadora en serie con una impedancia es decir un sistema equivalente visto desde una barra objetivo, en este caso la barra 17, lo cual es uno de los objetivos principales por el cual es realizado este análisis.

17

0.0001+0.0036i


3.1.4.- Cálculo de voltajes de barra al momento de la fallaPara obtener las características de voltaje de las distintas barras del sistema, durante la falla de la barra de paute se debe observar los valores en la columna 17 de la matriz impedancia, donde:

V j=Z j17I nom=Sbase1∅V base ln

=33.333MW132.8kV

=251 A

Para calcular voltaje por unidad con referencia a tierra:

V ¿j=1−

Z j17Z1717

Donde:V*j es el voltaje de barra por unidad respecto a tierra.Zj17 es elemento j17 de la matriz impedancia del sistema obtenidos anteriormente.

VOLTAJES EN BARRA J CUANDO EXISTE FALLA EN PAUTE

Barra Zji (p.u.) V*(p.u.) V* (KV)Esmeraldas 0,0001i 0,97224 223,6152

Gen. Esmeraldas 0,0001i 0,97224 223,6152Santo Domingo 0,0002i 0,94449 217,2327

Gen. Santo Domingo 0,0001i 0,97224 223,6152Quevedo 0,0003i 0,91673 210,8479

Quito 0,0002i 0,94449 217,2327Gen. Quevedo 0,0001i 0,97224 223,6152

Portoviejo 0,0001i 0,97224 223,6152Gen. Portoviejo 0,0001i 0,97224 223,6152

Pascuales 0,0008i 0,77797 178,9331Santa Elena -0,0001+0,0004i 0,89028 204,7644

Gen. Santa Elena 0,0002i 0,94449 217,2327Gen. Pascuales 0,0004i 0,88898 204,4654

Milagro 0,0001+0,0015i 0,5831 134,113Machala 0,001i 0,72248 166,1704

Gen. Machala 0,0005i 0,86122 198,0806Paute 0,0001+0,0036i 0 0

Gen. Paute 0,0018i 0,50057 115,1311Loja -0,0002+0,0028i 0,23724 54,5652

Gen. Loja -0,0001+0,0014i 0,61339 141,0797Gen. Quito 0,0001i 0,97224 223,6152

Totoras 0,0004i 0,88898 204,4654Gen. Totoras 0,0002i 0,94449 217,2327

Tulcán 0,0001i 0,97224 223,6152Jamondino 0,0001i 0,97224 223,6152

18


Gen. Jamondino 0 1 230Coca Codo Sinclair 0,0001i 0,97224 486,12

Sub. Quito 0,0002i 0,94449 472,245Chorrillo 0,0009i 0,75022 375,11Zamora 0,001i 0,72248 361,24

Sub. Machala 0,001i 0,72248 361,24Sub. Paute 0,0001+0,0016i 0,55534 277,67

Tabla 8. Voltajes en las barras cuando ocurre la falla trifásica en paute

La tabla 8 nos muestra el resultado del cálculo de voltaje para cada una de las barras del sistema.

3.1.5.- Cálculo de aportación de corrientes a la fallaUna vez conocidos los voltajes de barra en el momento de la falla, es posible calcular las contribuciones de corriente provenientes de cada línea a la falla. Para esto se utilizará la fórmula:

I JK=(V¿J−V

¿K

Z JK )Donde:

Ijk corriente de línea desde barra j a barra k.V*j es el voltaje en la barra por unidad respecto a tierra.

Xjk es la reactancia de la línea que va de la barra j a la barra k, tomados de la Tabla 3.

Calculando para cada una de las líneas se obtiene:

CONTRIBUCIÓN DE CORRIENTE A LA FALLA EN LA LINEA QUE CONECTA BARRA J CON K

j k DE A V*j (p.u.) V*k (p.u.) R+jXi |Z| (p.u) Ijk (p.u.) Ijk (A)

24 25 Tulcán Jamondino 0,97224 0,97224 0,00775+0,046i 0,04665 0 0

22 6 Totoras Quito 0,88898 0,94449 0,00614+0,051i 0,05137 -1,080628 -271,23765

30 31 Zamora Sub. Machala 0,72248 0,72248 0,0012+0,014i 0,01405 0 0

28 27 Sub. Quito Coca Codo Sinclair 0,94449 0,97224 0,00075+0,00875i

0,00878 -3,159842 -793,1204

17 19 Paute Loja 0 0,23724 0,05132+0,143i 0,15193 -1,561508 -391,938507

6 24 Quito Tulcán 0,94449 0,97224 0,00236+0,021i 0,02113 -1,313162 -329,60374

3 5 Santo Domingo Quevedo 0,94449 0,91673 0,00576+0,046i 0,04636 0,5988021

150,299325

30 32 Zamora Sub. Paute 0,72248 0,55534 0,00012+0,0014i 0,00141 118,94956

29856,3386

3 6 Santo Domingo Quito 0,94449 0,94449 0,00444+0,036i 0,03627 0 0

28 29 Sub. Quito Chorrillo 0,94449 0,75022 0,0036+0,042i 0,04215 4,6085777

1156,753

10 11 Pascuales Santa Elena 0,77797 0,89028 0,03232+0,095i 0,10035 -1,119213 -280,922431

17 22 Paute Totoras 0 0,88898 0,02249+0,186i 0,18735 -4,744903 -1190,97054

5 8 Quevedo Portoviejo 0,91673 0,97224 0,0119+0,063i 0,06411 -0,865801 -217,316055

19


32 29 Sub. Paute Chorrillo 0,55534 0,75022 0,00108+0,0126i 0,01265 -15,41016 -3867,95054

14 10 Milagro Pascuales 0,5831 0,77797 0,00586+0,023i 0,02373 -8,210315 -2060,78918

5 10 Quevedo Pascuales 0,91673 0,77797 0,00813+0,065i 0,06551 2,1182642

531,684319

3 1 Santo Domingo Esmeraldas 0,94449 0,97224 0,0237+0,0726i 0,07637 -0,36336 -91,2034353

14 15 Milagro Machala 0,5831 0,72248 0,02041+0,073i 0,07580 -1,838798 -461,538244

14 17 Milagro Paute 0,5831 0 0,00766+0,1i 0,10029 5,813968 1459,30598

17 32 Paute Sub. Paute 0 0,55534 0,004i 0,00400 -138,835 -34847,585

17 18 Paute Gen. Paute 0 0,50057 0,00397i 0,00397 -126,0882 -31648,1285

Tabla 9. Corrientes en las líneas

3.2.- Falla línea a tierra

A diferencia del cálculo de una falla trifásica en un sistema de potencia que únicamente es utilizar el elemento correspondiente de la Z de cortocircuito e invertirlo, para la falla monofásica o falla de una línea a tierra es necesario introducir el concepto de secuencia cero, secuencia positiva y secuencia negativa.

El desarrollo del análisis de una falla a tierra consta básicamente de formar un equivalente con los tres circuitos de secuencia del sistema y encontrar la corriente de secuencia cero que circula por este. El valor de la corriente de falla de una fase a tierra será tres veces el valor de la corriente de secuencia cero. A cada uno de los elementos que forman parte del sistema nacional interconectado utilizado para nuestro análisis como líneas, transformadores y generadores se le añadió los respectivos valores de secuencia detallados en tablas anteriores.

Puesto que el sistema que implementamos para el año 2025 consta de 32 barras y de líneas interconectadas a distintos voltajes resulta muy complicado realizar el análisis matemático por nuestra cuenta, es por este motivo que se prefiere incluir el uso del simulador Power World que también fue utilizado para realizar el flujo de potencia y posee una herramienta para simular cualquier tipo de falla en un sistema de potencia. La línea fallada es la fase A del sistema de transmisión en la barra de Paute, la falla es realizada en el bus principal que conecta al transformador. Como la falla es simulada cerca de la generación se espera que el valor de la corriente de falla de una fase a tierra sea mayor a la corriente de falla trifásica.

20


En la tabla a continuación se presenta los resultados de la simulación de las fallas:

Barra Falla fase-tierra (pu) Falla trifásica (pu) Falla fase-tierra (A) Falla trifásica (A)Paute 364,99097 279,55063 91620,70997 70173,3177

Tabla10.-Corriente de fallas resultantes en Power World

Se puede observar en la pequeña tabla presentada como el valor de la corriente de falla de fase a tierra sobrepasa en casi 20000 amperios a la corriente de falla trifásica; la tabla presenta tanto los valores en pu de dichas corriente con sus respectivos valores en ampere.

3.3.- Selección de Interruptor en barra Paute

Los sistemas de protección se utilizan en los sistemas eléctricos de potencia para evitar la destrucción de equipos o instalaciones por causa de una falla que podría iniciarse de manera simple y después extenderse sin control en forma encadenada. Los sistemas de protección deben aislar la parte donde se ha producido la falla buscando perturbar lo menos posible la red, limitar el daño al equipo fallado, minimizar la posibilidad de un incendio, minimizar el peligro para las personas, minimizar el riesgo de daños de equipos eléctricos adyacentes.

Cuando se abre un circuito eléctrico, entre los dos electrodos que se separan aparece un arco eléctrico que mantiene la continuidad del circuito y permite que siga circulando una corriente. Este arco está constituido por electrones y gas ionizado a temperaturas muy altas (2 500 ºC a 10 000 ºC); el arco es un conductor gaseoso. Al contrario de lo que sucede en los conductores metálicos ordinarios, la caída de tensión ∆v a través del arco disminuye cuando aumenta la corriente i, porque el arco, más caliente y más ionizado, ofrece una resistencia R menor al paso de la corriente: ∆v = Ri disminuye con i porque la influencia de R (i) decreciente es más importante que el crecimiento con i.

21

https://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Sistemas_el%C3%A9ctricos_de_potencia&action=edit&redlink=1

https://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Sistemas_el%C3%A9ctricos_de_potencia&action=edit&redlink=1


Para atender a los requerimientos del sistema, los tiempos mínimos de operación para la interrupción de las corrientes de cortocircuito será según se indica en la tabla siguiente:

Nivel de Tensión Tensiones Tiempos de Interrupción

Muy Alta Tensión 550 kV - 362 kV 2 ciclos = 33 ms

Alta Tensión 245 kV - 145 kV 3 ciclos = 50 ms

Media y Alta Tensión 72.5 kV - 52 kV - 36 kV 4 ciclos = 67 ms

Tabla 11: Tiempos de interrupción según los niveles de tensiones

A continuación se muestran las características generales de los disyuntores del S.N.I.

DATOS 230 kV

Número de Polos 3

Frecuencia (Hz) 60

Neutro del sistema Puesto a tierra

Voltaje nominal (kV) 230

Voltaje máximo (kV) 242

Corriente nominal (kA) 1.6

Corriente de interrupción (kA) 31.5

Tiempo de interrupción, ciclos 2

Imáx interrupción simétrica (kA)

31.5

Capacidad de cierre (kA) 50

Ciclo de operación CO + 20 Ciclos + CO

Resistencia Dieléctrica (kV) 425

BIL (kV) 900

Tabla 12: Características generales de los disyuntores del S.N.I.

Debido a las excelentes propiedades dieléctricas, térmicas y de estabilidad química, los disyuntores en SF6 (Hexafluoruro de azufre) están reemplazando en su mayoría a los equipos de seccionamiento del S.N.I. que son básicamente en aceite.

22


100 SFMT-40SE HLD 145/1250

(SF 6) (Aceite)

Interruptores más utilizados en el Sistema Nacional Interconectado

Para este tipo de interruptores, la resistencia dieléctrica de los mismos se encuentra en el orden de 650 kV hasta 1125 kV dependiendo del tipo de interruptor, así como la capacidad de interrupción de los interruptores es aproximadamente 10 veces la capacidad nominal, por lo tanto, es de mucha utilidad conocer los valores de cortocircuito máximos en las barras del sistema para elegir el tipo de interruptor que se va a utilizar para proteger al equipo.

A nivel de 230 kV los interruptores que se están instalando en las subestaciones del Sistema Nacional Interconectado son los del tipo GL 314, mostrado en la figura a continuación:

Fig : Interruptores GL 314 [26]

23


Estos interruptores son del tipo aislado en gas, tanque, el voltaje máximo 245 kV.

En la Tabla 12, se presentan los datos técnicos del interruptor GL 314 utilizado a nivel de 230 kV en el Sistema Nacional Interconectado.

DATOS TÉCNICOS GL 314

Tensión nominal kV 230

Corriente nominal A 4000

Capacidad de interrupción kA 50

Corriente pico de cortocircuito kA 150

Tiempo de operación ciclos 2

Tabla13.- Datos técnicos de los interruptores tipo GL 314

3.3.1 Corriente de Interrupción

Cuando se requiere conocer y establecer el tipo de disyuntor a utilizar en una subestación es necesario mediante el análisis de fallas del sistema, encontrar de manera conjunta la corriente de interrupción del disyuntor que se utilizará para esto es necesario aplicar las normas adecuadas.

Dichas normas tienen en consideración los ciclos de interrupción según los niveles de voltaje, cuando se trata de niveles entre 145KV y 245KV la interrupción tiene que ser máximo en tres ciclos, que es lo que corresponde a la barra Paute que tiene como voltaje nominal 230 KV. La corriente de interrupción se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:

I∫¿=K I falla ¿

El valor de la constante de K dependerá del número de ciclos para la interrupción de acuerdo a la siguiente tabla:

K Tiempo (ciclos)1,4 21,2 31,1 51 Superior a 8,00

Por ende la corriente de interrupción para nuestra barra será:I∫¿=K ( 1Z ii)= 1,2

0,0001+0,0036i=333,204 pu ¿

24


I∫¿=83634,40 [A ] ¿

De acuerdo a la corriente de interrupción se puede elegir el tipo y características del disyuntor adecuado. Se recomienda utilizar el siguiente:

Proveedor ABB

Disyuntor Tipo HPL

Normas IEC, IEEE

Tensión nominal 72,5 - 300 KV

Intensidad nominal hasta 4000 A

Capacidad de interrupción hasta 85 KA

Temperatura ambiente -30 a 40°C

Tabla14.- Característica de Interruptor para barra Paute al año 2025

Esquema del Interruptor a utilizar

Conclusiones

El incremento de la carga, trae consigo tener la necesidad de establecer nueva generación en nuestro sistema de potencia, cuando esto sucede, también se modifican ciertos requerimientos, como lo son aumento de los banco de capacitores o volver a diseñar las protecciones adecuadas para garantizar el correcto funcionamiento del sistema.

Cuando se analizó la falla trifásica en el sistema nacional interconectado en el año 2015 en la parte primera de este proyecto,

25


se observa que su valor era cercano a los 20 KA, cuando se realizó la proyección del sistema 10 años más tarde, el incremento de generación hace que en el caso de existir una falla de este tipo los valores se incrementen notablemente, lo cual sucedió, cuando se realizó el análisis de falla, la corriente de falla trifásica en la barra Paute al año 2025 rondaba los 70 KA un poco más del doble de la existente en el 2015.

Por lo tanto cuando existen corrientes de falla mayores es necesario seleccionar interruptores de mayor capacidad que cumplan correctamente la función de protección del sistema, para evitar daños posteriores, puesto que en nuestro análisis se trata de valores futuro. Se tuvo que investigar el interruptor que cumpla con los requerimientos de nuestro funcionamiento tanto en accionamiento normal como en caso de una falla.

Si nuestras asunciones son correctas, y la carga se incrementa a la medida presentada, es de vital importancia la ejecución de proyectos de generación de energía eléctrica de gran capacidad como lo son Coca Codo Sinclair y el proyecto Zamora-Santiago, para que el sistema nacional interconectado no sufra problemas de estabilidad y abastecimiento de energía a los centros de carga. Sin estas grandes generaciones nuestro flujo nunca hubiese podido converger ni tener resultados adecuados para concluir de buena manera.

26


27


Matriz Admitancia de Cortocircuito

28Tabla15 : Matriz admitancia del sistema Columnas 1-16


29Tabla16 : Matriz admitancia del sistema Columnas 17-32


Matriz Impedancia de Cortocircuito

30Tabla17 : Matriz impedancia del sistema Columnas 1-16


31

Tabla18 : Matriz impedancia del sistema Columnas 17-32

sni ecuador 2025 simulacion power world.docx

Documents