Protección Sistémica Del Ecuador.docx 1w2vq

UNIVERSIDAD TÉCNICA DE COTOPAXI. FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA Y APLICADAS CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA.

TRABAJO GRUPAL. TARIFAS Y M.E.M.

TEMA: SISTEMA DE PROTECCIÓN SISTÉMICA (SPS) DEL ECUADOR.

Estudiantes:     

Chancusi Luis Moya Javier Quinatoa Ricardo Tatayo Daniel Yugcha Willian

Docente: Ing. MsC. Manuel Otorongo

LATACUNGA –ECUADOR 02-06-2019

TEMA: SISTEMA DE PROTECCIÓN SISTÉMICA (SPS) DEL ECUADOR. RESUMEN El ingreso de nuevos proyectos de centrales de generación al Sistema Nacional Interconectado (SIN), la incorporación del sistema de transmisión a 500KV, han modificado la topología y operación del sistema eléctrico en Ecuador. Por lo mencionado en marzo del 2015 se implementó el Sistema de Protección Sistemático (SPS) en el sistema eléctrico del Ecuador, cuya función es detectar eventos de contingencias críticas, previamente identificadas, y para ejecutar las acciones correctivas que se han definido o implementado para cada una de estas contingencias. Teniendo en cuenta el funcionamiento de las unidades de generación y los elementos de transmisión en el Sistema Nacional Interconectado (SIN), las condiciones operativas cambiaran por lo que se requiere la actualización del Sistema de Protección Sistemática (SPS).

OBJETIVO GENERAL Conocer cuál es el funcionamiento del Sistema de Protección Sistemática (SPS) en el Ecuador y como actúa al detectar eventos de contingencias críticas.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS  Investigar sobre el funcionamiento del sistema de protección sistemática en el Ecuador.  Definir ante que eventos de contingencia críticos el (SPS) actua para salvaguardar el (SIN). SISTEMA DE PROTECCIÓN SISTÉMICA (SPS) DEL ECUADOR.

Los tableros de control de estabilidad y tableros de comunicaciones que forman parte del SPS del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador, se ubican en:  

12 subestaciones de la empresa de transmisión, CELEC EP TRANSELECTRIC 11 subestaciones de una empresa de distribución (Empresa Eléctrica Quito).

Constan de dos sistemas centrales:  

El primero en el centro de control de Operador del Sistema. El segundo en el centro de control de la empresa de transmisión.

El SPS, tanto en las subestaciones como en los centros de control, cuenta con un sistema A y un sistema B, similar.

Los tableros de control de estabilidad en el Sistema central de control CENACE y en el sistema de control de CELEC EP TRANSELECTRIC:  



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 

Contiene las estrategias para 13 contingencias del SNI. Recoge las mediciones de flujos de potencia en las líneas de transmisión, de generación y de carga, también verifica el estado de los interruptores, que proceden de las subestaciones de monitoreo y de monitoreo y mitigación. Con la información recibida de cada una de las subestaciones se decide si se realizan o no de cada una de las estrategias, la verificación se la hace cada 2 segundos. Al producirse un cambio súbito de potencia y/o cambio de estado de los interruptores de las líneas de transmisión que forman parte del grupo de contingencias a ser mitigadas, en este caso se evalúa la falla. Evaluación de la falla para identificar si se trata de una contingencia doble. Si se produce una contingencia N-2, de ejecutan las estrategias mediante el envío de comandos a las subestaciones de monitoreo/ mitigación.

En condiciones normales de operación el sistema A del centro de control de CENACE opera como principal, es decir que en el caso de ocurrir una contingencia que forma parte de las estrategias del SPS, el sistema central A de CENACE envía señales de disparo a las cargas y/o generadores que forman parte de la mitigación en ese momento envía. El sistema B del CENACE en 3 milisegundos envía también las señales de disparo a las cargas y/o generadores que forman parte de la mitigación en ese momento, esto con la finalidad de asegurar que se ejecuten exitosamente las acciones de mitigación. En el caso de que un elemento del SPS del sistema central del CENACE sufra alguna indisponibilidad, el sistema A del centro de control de CELEC EP TRANELECTRIC pasará a operar como principal.

FUNCIONES DE LAS SUBESTACIONES DE MONITOREO:   

Recolectan las mediciones de flujos de potencia de líneas de transmisión, estado de los interruptores a través de un relé esclavo. Los datos son enviados al relé master mediante un protocolo propio. El relé máster envía los datos medidos y estado de interruptores a los sistemas centrales.

FUNCIONES DE LAS SUBESTACIONES DE MONITOREO Y MITIGACIÓN:   

Recolectan las mediciones de flujos de potencia de líneas de transmisión, estado de los interruptores. Envía los datos medidos y estado de interruptores al sistema central. Recibe y ejecuta los comandos enviados por el sistema central.

SISTEMA DE COMUNICACIONES. La comunicación del SPS entre los dispositivos en una misma subestación se realiza a través de fibra óptica, mediante un protocolo de operación La comunicación entre las subestaciones y los sistemas centrales se realiza a través de fibra óptica mediante protocolo GOOSE.

SISTEMA DE COMUNICACIONES SPS

INTERFACE HUMANO MÁQUINA (HMI). La información del SPS es visualizada por los s a través de la Interface Humano Máquina (HMI) el mismo que recibe la información a través de mensajes MMS.

CARACTERÍSTICAS RELEVANTES DEL SPS DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO. 

Redundancia.

El SPS es un sistema redundante, conformado por un Sistema A y un Sistema B de iguales características, con la finalidad de minimizar el riesgo de una operación errónea. 

Juzgamiento de la Contingencia en Subestaciones de monitoreo.

En el caso de ocurrir una contingencia en un elemento monitoreado, el juzgamiento en la subestación respectiva se evaluada mediante la verificación de cumplimiento de los siguientes criterios:      



Que se produzca un cambio súbito de potencia mayor a un valor previamente definido. Que el valor de potencia prefalla sea mayor a un valor predefinido. Que la corriente por el elemento sea menor a un valor predefinido (10%In). Que la potencia postfalla sea menor a un valor predefinido (5MW). Que la variación de la corriente medida en un ciclo cumpla con un valor previamente definido y calculado dentro del software del SPS. El sistema verifica en un tiempo T_trip con un retardo de 20 milisegundos a los criterios anteriores

Juzgamiento en el Sistema Central de la Contingencia N-2.

El resultado de juzgamiento de cada elemento de las subestaciones es enviada al sistema central, el mismo que evalúa el juzgamiento proveniente de otros elementos de la misma subestación y de otras subestaciones, y el sistema central es el responsable de evaluar si el evento ocurrido corresponde a una contingencia doble, y si para este evento se requiere la ejecución de las acciones de mitigación. El sistema central evalúa la necesidad o no de la ejecución de las acciones de mitigación para las contingencias ocurridas en los elementos monitoreados, mediante la lógica mostrada en la tabla 1, con su respectiva explicación que se basa en el diagrama mostrado a continuación:

SUBESTACION 1 INTERRUPTOR 1

SUBESTACION 1 INTERRUPTOR 2

SUBESTACION 2 INTERRUPTOR 3

SUBESTACION 2 INTERRUPTOR 4

ACCIONES DE MITIGACION

1 1 0 1

1 1 0 0

1 0 1 1

1 0 1 0

SI SI SI NO

0 1 0

1 0 1

0 0 1

1 1 0

NO SI SI

TABLA 1

Para los casos en los cuales se requiere de la ejecución de las acciones de mitigación, el sistema central envía comandos de disparo a elementos de las subestaciones de mitigación.



Tiempos de ejecución del SPS del sistema eléctrico ecuatoriano.

En la siguiente tabla se muestra el resultado de la medición de tiempo de ejecución del SPS incluyendo el tiempo del despeje de la falla y el tiempo de apertura de los interruptores para la mitigación, para lo cual se simularon fallas mediante la inyección de señales con equipos de prueba, en los equipos del SPS de las subestaciones según corresponda.

PROCESO Incepción de falla

TIEMPO MEDIDO EN LAS PRUEBAS Tiempo de procesamiento Tiempo acumulado 0

Tiempo de operación del relé del elemento Apertura del interruptor de la línea Relé de monitoreo SPS Canal de comunicaciones SPS controlador Canal de comunicaciones Relé de mitigación SPS Interruptor de generación

57ms

57ms

37ms 6ms 14ms 6ms 5ms 67ms

94ms 100ms 114ms 120ms 125ms 192ms

Como consecuencia de la falta de generación en la Zona Norte del S.N.I., en condiciones de máxima y media demanda, por la línea de transmisión Totoras – Santa Rosa 230 kV, de 110 km de longitud, normalmente se registran altas transferencias de potencia, en varios casos superiores a los 400 MW. Si bien las condiciones de operación en esta zona del sistema de transmisión y de esta línea en particular presentan voltaje y cargabilidad aceptables, la indisponibilidad de la línea por fallas, causa serios riesgos operativos para el suministro de energía de Quito y parte norte del país, a pesar de que la actuación de protecciones sistémicas ayuda a mitigar los efectos de esta contingencia en el sistema.

CONCLUSIONES El sistema eléctrico ecuatoriano en los últimos 5 años a sufrido un importante cambio en el desarrollo de grandes proyectos eléctricos que fortalecen el sistema eléctrico por cuestiones de demanda, gracias a estos proyectos el Ecuador tiene un sistema eléctrico robusto capas de suplir la demanda existente y futura como también a exportar energía a los países vecinos. Por tanto, los sistemas de generación, transmisión y distribución, cada uno de estos tiene sistemas de protección y control individuales ante cualquier eventualidad que pueda perjudicar al entregar energía al país. Al tener un sistema eléctrico robusto sabiendo que la demanda no es constante y que necesita de mantenimiento es necesario que otro tipo de protección tenga como lo es el sistema de protección sistemático para el control de estabilidad del sistema.