Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 31-05-2019, Aprobado tras revisión: 23-07-2019
Forma sugerida de citación: Saavedra, J.; Arcos, H. (2019). “Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de líneas simple
y doble circuito de Extra Alto Voltaje con aplicación en la Interconexión Ecuador – Perú 500 kV ”. Revista Técnica “energía”. No. 16, Issue I,
Pp. 26-34
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2019 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Abstract
In the occurrence of a single-phase fault in a
transmission line, the existence of two currents is
considered: the first one the Primary Arc Current
resulting from the failure and the second one, the
Secondary Arc Current that may arise from the
opening of the phase in failure by automatic
protections action.
Mitigation of Secondary Arc Current (SAC) is a task
of great incidence to obtaining a successful monopolar
recloser operation in extra high voltage (EHV) lines.
This research explores the main technologies and the
methodology to mitigate the secondary arc current.
After, the ideal technologic solutions, based on the
Ecuadorian System characteristics, are selected and
studied. As part of the research, the mathematical
formulation to characterize the capacitive couplings
and their neutralization through parallel inductive
compensation and reactors (inductors) in the neutral
of banks of three-phase reactors is presented.
A suitable methodology is established to achieve the
goal of mitigating or reducing SAC in the event of a
single-phase failure. In order to evaluate the results
and verify the benefits of the procedure, the future
interconnection double circuit Ecuador - Peru 500 kV
has been selected as application example.
Index Terms—primary arc current (PAC), secondary
arc current (SAC), single pole auto reclosing,
transient recovery voltage (TRV), high speed
reclosing, high speed ground switching (HSGS),
neutral reactor, circuit breaker (CB).
Resumen
En la ocurrencia de una falla monofásica en una línea
de transmisión, se considera la existencia de dos
corrientes: la primera la Corriente de Arco Primario
fruto de la falla y la segunda, la Corriente de Arco
Secundario que puede surgir de la apertura de la fase
en falla por acción de protecciones automáticas.
La mitigación de Corrientes de Arco Secundario
(SAC), es una tarea de gran incidencia en la obtención
de re-cierres monopolares exitosos en líneas de extra
alto voltaje (EAV). Esta investigación explora las
principales tecnologías y la metodología para mitigar
la corriente de arco secundario. Luego, se seleccionan
y estudian las soluciones tecnológicas ideales, basadas
en las características del sistema ecuatoriano. Como
parte de la investigación, se presenta la formulación
matemática para caracterizar los acoplamientos
capacitivos y su neutralización mediante
compensación inductiva paralela y reactores
(inductores) en el neutro de bancos de inductores
trifásicos.
Se establece una metodología adecuada para lograr el
objetivo de mitigar o reducir la SAC en caso de una
falla monofásica. Para evaluar los resultados y
verificar los beneficios del procedimiento, se utiliza
como ejemplo de aplicación la futura interconexión
doble circuito Ecuador - Perú 500 kV.
Palabras clave—corriente de arco primario (PAC),
corriente de arco secundario (SAC), re-cierre
automático monopolar, voltaje transitorio de
recuperación (TRV), re-cierre de alta velocidad,
seccionador de puesta a tierra de alta velocidad
(HSGS), inductor de neutro, interruptor (CB).
Mitigation of secondary arc current in monopolar recloser operation in single
and double Extra High Voltage lines with application in Ecuador - Perú
Interconnection 500 kV
J.J. Saavedra
1
H.N. Arcos
2
1
CELEC EP - TRANSELECTRIC
E-mail: jhery.saavedra@celec.gob.ec
2
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
E-mail: hugo.arcos@epn.edu.ec
Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de
líneas simple y doble circuito de Extra Alto Voltaje con aplicación en la
Interconexión Ecuador – Perú 500 kV
Edición No. 16, Issue I, Julio 2019
1. RE-CIERRES MONOPOLARES EN BASE A
EXTINCIÓN DE CORRIENTE DE ARCO
SECUNDARIO
Las metodologías de extinción de SAC buscan mitigar la
magnitud de la corriente, disminuir el tiempo de auto-
extinción y lograr una re-conexión exitosa. Se indican a
continuación las técnicas comúnmente utilizadas [1]:
Inductores de fase y neutro (reactor de 4 brazos)
Seccionador de puesta a tierra rápido (HSGS)
Capacitores serie conectados en la fase con falla
De las alternativas antes indicadas, la teconogía de
compensación serie resulta la más costosa y de mayor
complejidad [2]. En la Tabla 1.1, tomada de CIGRÉ [3], se
hace una comparación de las dos primeras alternativas de
mitigación:
Tabla 1.1. Comparación de Esquema de 4 Inductores vs. HSGS [3]
Para el caso de estudio abordado se consideran líneas en EAV
con longitud mayor a 100 km para las que en primera
instancia se realizan simulaciones con la aplicación de
inductores de fase y neutro y HSGS.
1.1. Simulaciones con el programa ATP
Se toma como caso de estudio una línea doble circuito de
120 km a 500 kV. Se establece un escenario de operación de
demanda mínima con bajas transferencias y se simula en ATP
un evento de falla monofásica al 50% de uno de los circuitos
con la siguiente secuencia de eventos mostrada en la Tabla
1.2:
Tabla 1.2. Eventos y tiempos
*Solo en el caso de utilización de seccionadores de puesta a tierra en el
sistema modelado.
Figura. 1.1: Corriente y Voltaje de arco secundario
(Mitigación de SAC en base a inductores)
En la Fig. 1.1 se aprecia la existencia de una SAC de
alrededor de 60 Ap en su primer pico e igual a 14.28 Ap en
su último pico antes de la extinción del arco, el voltaje que se
produce inmediatamente en el punto de falla (fase A), alcanza
los 47.36 kVp en su primer pico. En estas condiciones, el
sistema estaría listo para un re-cierre monofásico al contar
con voltajes adecuados en barras (dentro de la banda del +/-
5% de acuerdo a normativa) y al no existir presencia de falla
o al no existir una evidencia de reencendido del arco en el
lapso de 0.41 a 0.70 segundos.
Figura 1.2: Corriente y Voltaje de arco secundario
(Mitigación de SAC en base a HSGS)
En la Fig. 1.2 se evidencia un pico máximo de SAC alrededor
de 58 Ap, que decrece a 20.5 Ap una vez que se cierra el
HSGS a los 0.3114 s para finalmente llegar a cero. Se aprecia
un valor significativo de voltaje en el punto de falla una vez
que el HSGS abre, llegando a 119 kVp. Si bien no se verifica
en la simulación una condición de corriente de falla o arco a
partir de los 0.4117 s, el re-cierre monopolar no puede
efectuarse sino hasta la apertura del HSGS, posterior a los
0.6117 s. Se corrobora la necesidad de un esquema de control
y protecciones especializado para así contar con un re-cierre
monofásico exitoso.
REACTOR DE
4 BRAZOS
HSGS
Extinción de
SAC
Especialmente efectivo para fallas
monofásicas que son las más
comunes
Para extinción rápida de
SAC para todo tipo de fallas
Flexibilidad
ante cambios
en la red
En el caso de la
construcción de de una
subestación en el medio de
una línea, no hay afectación
con este esquema
Control/
Protección
Es innecesario un control especial
para extinción de SAC
Es necesaria una secuencia
de control tal como:
detección de falla > CB abre
> HSGS abre > CB cierra.
Economía
El reactor shunt o paralelo de 4 brazos es apropiado para líneas
de transmisión las cuales requieren reactores para control de
voltaje, mientras HSGS serían económicos para líneas sin
reactores shunt.
Falla 1F-t en fase A al 50%: 0.1117 s (inicia PAC)
Despeje de Falla 1F-t: 0.2117 s (abren CBs)
Fin de Arco Primario (PAC): 0.2117 s (fin PAC)
Inicio Arco Secundario (SAC): 0.2114 s (inicia SAC)
HSGS cierra:
0.3114 s*
(cierra fase)
Fin Arco Secundario (SAC): 0.4114 s (fin SAC)
HSGS abre: 0.6114 s* (abre fase)
Saavedra et al. / Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de líneas simple y doble circuito de Extra Alto Voltaje
De este análisis preliminar de metodologías de mitigación de
SAC se determina como mejor alternativa para el caso de
líneas en EAV la aplicación de esquemas de compensación
inductiva en base a inductores shunt con un inductor en su
punto neutro, razón por la cual en lo que sigue, el análisis se
concentra en este esquema de mitigación de SAC.
2. MODELACIÓN MATEMÁTICA DE
COMPENSACIÓN INDUCTIVA
Para claridad en la notación se designará como BC a toda
susceptancia capacitiva y BL a toda susceptancia inductiva.
En forma equivalente para las reactancias, se trabajará con la
notación XC y XL respectivamente.
2.1. Compensación inductiva en líneas simple circuito
Para el análisis de fallas a tierra, supresión de arco a través de
inductores shunt y re-cierres monopolares se toma como base
el desarrollo hecho por Edward Kimbark [4] y [5]. Para una
línea de transmisión simple circuito trifásico, la matriz
equivalente reducida de capacitancias Cabc es:










(2.1)
Las capacitancias propias y mutuas se pueden considerar
similares respectivamente en una configuración de línea
perfectamente simétrica, por lo tanto se puede asumir que:










 Solo existe en ramas a tierra
Cg
Cg Cg
Ch
Ch
Ch
a
b c
Figura 2.1. Circuito en red representando capacitancias shunt para
línea simple circuito balanceada [5]
Es necesario convertir la matriz Cabc en una matriz de
componentes de secuencia 0, 1, 2. Obtenida la matriz de
capacitancias y susceptancias, se puede obtener los
equivalentes de reactancias y susceptancias inductivas.
A B C
Xp
g
Xn
n
Xp Xp
Figura 2.2. Configuración en Y de compensación inductiva para LT
Simple Circuito Balanceada [5]
El grado de compensación F de la línea (denominado h o k en
algunos textos) se presenta como referencia valiosa para
relacionar el acoplamiento capacitivo y la compensación
inductiva para una LT. Para el caso de secuencia positiva, se
cuenta con la siguiente expresión:


(2.2)
Una vez definido F1 y considerando que el objetivo es mitigar
el arco secundario, se busca neutralizar el acoplamiento entre
fases representado por la susceptancia Bch, obteniéndose:



(2.3)
Dado que:






󰇛


󰇜

󰇟

󰇛
󰇜

󰇠
(2.4)
BLg
BLh
a
b c
BLh
BLg
BLg
BLh
Figura 2.3. Circuito simétrico de reactancias, equivalente a Figura 2.1
[5]
En caso de una falla monofásica, con despeje de la misma por
acción de las protecciones, la presencia de un inductor entre
el neutro y tierra es fundamental para buscar neutralizar el
efecto de acoplamiento capacitivo de las fases sanas sobre la
fase en falla. La sintonización perfecta (arco secundario igual
a cero) resultará al igualar BCn y BLn, por lo tanto es
necesario conocer la ecuación característica de BLn:



󰇛





󰇜



(2.5)
Se presenta un diagrama trifilar referencial con el detalle de
aplicación de compensación inductiva incluyendo un
inductor de neutro para neutralizar acoplamientos
capacitivos.
Figura 2.4. Compensación inductiva de 4 inductores - distribución de
corrientes en caso de falla monofásica a tierra
Edición No. 16, Issue I, Julio 2019
La acción de protecciones de línea en EAV ocasionará el
disparo de la de fase en falla, instantáneamente existirá una
corriente de arco secundario (Iarc_sec o SAC) con los
mismos aportes que tenía la corriente de arco primario, que
se auto-extinguirá naturalmente y finalmente se tendrá un re-
cierre monofásico automático (de estar habilitado).
  (2.6)
2.2. Compensación inductiva en líneas doble circuito
Una línea doble circuito posee 6 fases con conductores
simples o en haz de conductores, 6 capacitancias fase-tierra y
un total de (6x5)/2 = 15 capacitancias entre conductores, las
cuales podrían ser todas diferentes [5]. El propósito en este
caso es buscar la anulación de los acoplamientos capacitivos
para lo cual se recurre a técnicas como las de transposición
de fases para buscar ecualizar los acoplamientos y con ello
reducir el número de capacitancias representativas. Los
métodos de compensación inductiva usualmente utilizados
para neutralizar el efecto de las capacitancias en líneas doble
circuito, se basan en inductancias en disposición simétrica en
forma de árbol con 7, 8, 9 y 10 inductores.
Figura 2.5. Capacitancias shunt de línea doble circuito:
(a) conductor a tierra (b) entrefases (c y d) entrecircuitos [5]
Considerando las 15 capacitancias mutuas y las 6
capacitancias a tierra de la línea doble circuito, se puede
establecer una matriz equivalente Cabcd 6x6 asumiendo
simetría y transposición de líneas tal como:

(2.7)
La obtención de la matriz equivalente de componentes
simétricos para la LT Doble Circuito, se basa en la matriz
equivalente correspondiente para LT Simple Circuito. En este
caso se considera además de la secuencia 0, 1 y 2, la
existencia de secuencias de fase 3, 4 y 5 en el segundo
circuito, con valores de la misma magnitud pero desplazados
180
0
. Este procedimiento se conoce como la metodología de
las seis secuencias, y considera al igual que en el simple
circuito, la aplicación de fuentes de voltaje de secuencia entre
los conductores y tierra; siendo los valores representativos los
correspondientes a la secuencia 0, 1 y 3 [5].
Figura 2.6. Método de seis secuencias para líneas doble circuito [6]
Si se aplica:



Realizando los cálculos correspondientes en forma analítica
o a través de una herramienta que facilite el cálculo
paramétrico, se obtiene la parte real de la Matriz de
Componentes Simétricas C
0123
donde los elementos de la
diagonal principal son:


(2.8)

Se debe notar que en las componentes simétricas o de
secuencia de la ecuación número 2.8, las capacitancias C1,
C2, C4 y C5 resultarían idénticas.
En forma gráfica, se puede identificar los elementos
representativos de acoplamiento de una línea doble circuito
simétrica, en términos de susceptancia: Bco o Bcg, Bci y Bch.
La componente Bcj se puede considerar idéntica a Bci para
simplificar el análisis.
Figura 2.7. Susceptancias capacitivas LT Doble Circuito [6]
Con lo indicado, se pueden deducir las expresiones
respectivas en términos de susceptancia.
2.3. Sintonización en líneas simple circuito
Se trata de obtener los valores de reactancia de neutro que
permitan neutralizar o minimizar la corriente de arco
Saavedra et al. / Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de líneas simple y doble circuito de Extra Alto Voltaje
secundario. Se busca lograr valores en el orden de las decenas
de amperios [1] y se toma como referencia los valores de SAC
y TRV obtenidos en trabajos experimentales realizados por la
consultora internacional CESI y en estudios efectuados por el
consorcio HARBIN - CEPRI (China Electric Power Research
Institute) que se muestran en las tablas 2.1 y 2.2
respectivamente.
Tabla 2.1. Valores máximos de tiempo muerto, I arco (SAC) y TRV
arco según CESI [6]
Tabla 2.1. Gradiente de TRV, corriente de arco (SAC) y tiempos
máximos según CEPRI [7]
Ante la diferencia de los valores límites presentados entre una
y otra referencia (CESI y HARBIN - CEPRI) se define
utilizar la más restrictiva correspondiente a la Tabla 2.1.
Posteriormente a la sintonización del inductor de neutro para
un valor de SAC igual a cero (sintonización perfecta), es
necesario ajustar el valor de reactancia (en ohms) para evitar
problemas de sobrevoltajes en el punto de falla (TRV),
preservando los límites establecidos en la tabla 2.1.
Adicionalmente, se verifica que el voltaje máximo en el
inductor de neutro, no sea mayor a 72 kV rms, valor adoptado
del actual sistema de 500 kV [7].
Para un extremo de la LT, con un solo banco de inductores
con inductor de neutro, las principales expresiones son:



(2.9)




Para inductores en ambos extremos de la LT se tendrá:


(2.10)
De igual forma para el inductor de neutro:

󰇛



󰇜
(2.11)
2.4. Sintonización en líneas doble circuito
Muchos de los criterios considerados en simple circuito, son
plenamente aplicables para líneas doble circuito, con la
diferencia sustancial de que en el caso de la segunda
configuración se contabilizan un total de 15 capacitancias
entre conductores [5]. Estas capacitancias deberán ser
compensadas mediante inductancias shunt para lograr el
objetivo de mitigar el SAC al máximo (sintonización). En
este caso la transposición de líneas es un factor de peso para
poder reducir la cantidad de capacitancias diferentes entre
fases y entre circuitos.
Para los diferentes esquemas de 7, 8, 9 y 10 inductores se
toma como base las ecuaciones de susceptancias previamente
desarrolladas en base al método de las seis secuencias [6].


󰇛


󰇜


󰇟

󰇛


󰇜
󰇠
(2.12)


󰇛


󰇜
Se desarrolla la formulación respectiva en diferentes
esquemas de compensación con el objetivo de alcanzar el
dimensionamiento del inductor de neutro que servirá tanto
para la sintonización como para una posterior desintonización
(ajuste de inductor de neutro), de una línea doble circuito.
Figura 2.8. Esquemas de compensación analizados (Xp y Xn) [6]
3. APLICACIÓN PRÁCTICA
A continuación, se presenta la aplicación de la formulación
desarrollada al sistema de interconexión Ecuador – Perú.
3.1. Aplicación en futura Interconexión 500 kV
La futura interconexión Ecuador – Perú está prevista con
líneas de transmisión de 500 kV que conectarán la
Subestación Chorrillos en Ecuador con la Subestación La
Niña en Perú con una longitud total aproximada de 634 km.
En este enlace también está previsto contar con dos nuevas
subestaciones fronterizas denominadas Pasaje 500/230 kV en
Ecuador y Piura Nueva 500/220 kV en Perú [8].
En la Fig. 3.1 se presenta un esquema unifilar correspondiente
al caso de estudio planteado.
300 -500 25 50
>500 50 50
Tiempo
Muerto [ms]
SAC
[A]
TRV
[kV]
Xo/X
1
1.5 -2.75
No 10/16.8 18,4
0.25-0.4/
0.5-0.7
1.5 - 2.5 90
Sí 20 35 0,2 1.5 - 2.5 90
t *
[s]
Velocidad
viento
Compensación
Línea
* Tiempo límite de autoextinción de SAC
SAC
[A]
TRV
[kV/m]
Probabilidad
éxito [%]
Edición No. 16, Issue I, Julio 2019
Figura 3.1. Configuración Unifilar Estudio de Anteproyecto Ecuador –
Perú 500 kV [9]
Para fines prácticos se analiza la peor condición operativa en
el sistema y que corresponde a los valores de transferencia en
demanda máxima y mínima del período de estiaje (260 MW
y 625 MW) según se presenta en la Tabla 3.1.
Tabla 3.1. Transferencias tentativas Ecuador – Perú - Año 2020
3.1.1. Alternativas de Compensación
Se aplica la formulación para la obtención de los valores
de impedancia de inductores de fase y valores de
sintonización de inductor de neutro, considerándose para el
análisis esquemas de compensación inductiva de 4 inductores
para líneas simple circuito; y, de 7, 8, 9 y 10 inductores para
líneas doble circuito.
Para la sintonización del inductor de neutro (con susceptancia
BLn) se procede a determinar un valor tal que el valor de SAC
y TRV puedan ser minimizados en caso de falla monofásica
a tierra. En este contexto es importante verificar que el valor
de sobrevoltaje en el inductor de neutro no supere su valor de
diseño de aislamiento y para todos los casos se considera que
este valor no deberá ser mayor a 72 kV RMS de acuerdo a las
recomendaciones de HARBIN - CSEPDI - CEPRI [7].
3.1.2. Análisis de Transitorios Electromagnéticos
Este análisis, que se realiza con el software ATP, permite
desintonizar los valores de Xn o Xm (inductor de neutro). Se
realiza en primer lugar el análisis de mitigación de SAC para
la línea Chorrillos – Pasaje y Pasaje – Piura 500 kV
considerándola en configuración simple circuito. A
continuación se presentan los resultados de oscilación de
corriente durante una falla monofásica a tierra en la fase A, al
50% de la línea en respuesta a la siguiente secuencia de
eventos:
- Cortocircuito fase A a tierra: t= 0.1126 seg. (t de
cruce por cero de Va )
- Despeje de falla 100 ms después: t= 0.2126 seg. (fin
arco primario)
- Inicio de corriente de arco secundario a t= 0.2124
seg.
- Autoextinción de arco secundario a t=0.4124 seg
(fin arco secundario)
- Sistema listo para re-cierre contando con un TRV
primer pico <50 kV rms [6]
En la Figura 3.2 para la SAC se considera que la falla
monofásica ha sido despejada y en consecuencia el arco
secundario finaliza a t = 0.41 s, tiempo cercano al cruce de la
señal de corriente por cero para tener enseguida su auto-
extinción en forma natural al siguiente cruce por cero.
Figura 3.2. SAC (rojo) y TRV (verde) en fase A (LT Chorrillos -
Pasaje). SAC fase A-tierra (último pico): 4.39 Ap; TRV fase A-tierra
(primer pico): 5.39 kVp
En la gráfica 3.3 se verifica que los mayores voltajes en el
inductor de neutro se tendrán varios ciclos después de la
extinción de SAC (alrededor de los 0.458 s) y por tanto
cuando la SAC es igual a cero amperios.
Figura 3.3. SAC (en rojo) debido a falla en fase A (LT Chorrillos -
Pasaje). V neutro máximo: 101.32 kVp
Perú --> Ecuador
Avenida (Perú)
[MW]
Mínima 550 300
625
Media 520 200
250
Máxima 460 250
260
Escenario de
Demanda
Máximas Transferencias
Ecuador --> Perú
Estiaje ( Perú)
[MW]
SAC
Vneutro
Vneutro
Saavedra et al. / Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de líneas simple y doble circuito de Extra Alto Voltaje
En la Tabla 3.2 se muestran los principales resultados de
sintonización
Tabla 3.2. Resultados de sintonización para líneas simple circuito en
EAV
Con validación de SAC, TRV y voltajes de neutro, en la Tabla
3.3 se presenta el resumen de resultados de desintonización.
Tabla 3.3. Resultados de desintonización para inductor de neutro en
esquema de 4 inductores (Líneas simple circuito en 500 kV)
Para la línea Chorrillos – Pasaje y Pasaje – Piura 500 kV
considerándola en configuración doble circuito y para
esquemas de compensación con 7, 8, 9 y 10 inductores por
extremo, se modela y simula la aparición y extinción de arco
secundario, registrándose los principales resultados en la
Tabla 3.4.
Al igual que en el caso de simple circuito, se verifica que no
se logra una sintonización perfecta (SAC igual a cero
amperios) en ningún esquema de compensación aplicado.
Pese a lo indicado, se verifica que se consiguen valores de
SAC menores a 25 A rms (35.36 Ap) y valores de TRV
menores a 50 kV rms (70.71 kVp), ésto con la configuración
de 7, 8 y 9 inductores en extremos de las líneas. Estos valores
avalan los resultados de sintonización del inductor de neutro
con la formulación matemática propuesta.
Tabla 3.4. Resumen de resultados de sintonización de inductor de
neutro para doble circuito
En función de los resultados de sintonización de la Tabla
3.4, se establecen los esquemas de compensación inductiva
de 7, 8 y 9 inductores como las mejores alternativas para
mitigación de SAC. Sin embargo, por confiabilidad y
seguridad se descarta la opción de 7 inductores, ya que cuenta
con un inductor de neutro común para dos circuitos trifásicos.
Para doble circuito se privilegia el diseño del inductor de
neutro que sea compatible con el desarrollo de la primera fase
en simple circuito. Se determina entonces, para la
desintonización, hacer un primer análisis de sensibilidad para
el caso de 8 y 9 inductores, que consiste en la variación del
valor del inductor de neutro y la verificación de su efecto en
la SAC, el TRV y el voltaje de neutro. Se verifica en estos
resultados, que para el caso de 9 inductores, los valores de
reactancia Xn y Xm de desintonización son muy pequeños
(rango de 35 a 325 para la LT Pasaje – Piura 2C), lo cual
dificultaría aprovechar la reactancia prevista de Xn para la
primera etapa que se encontraría en un rango de 550 a 1300
para una adecuada mitigación de SAC en el mismo enlace
con solo un circuito; se presentan resultados relevantes al
respecto en la Tabla 3.5, los valores sombreados no son
permitidos.
En función del análisis, se determina que la compensación
con 8 inductores es la más práctica y fácil de implementar
para el futuro sistema Ecuador – Perú en EAV considerando
que:
• El estudio de transitorios define condiciones adecuadas
de SAC (< 25 A rms), TRV (< 50 kV rms) y de voltaje de
neutro (< 72 kV rms) con 8 inductores por extremo de línea
doble circuito.
• Los valores de reactancia de neutro fruto del análisis de
sensibilidad con 9 inductores no son adecuados para una
primera etapa de desarrollo de la interconexión en simple
circuito.
• La configuración de compensación con 7, 9 y 10 inductores
determina posibles problemas operativos debido a los enlaces
entre circuitos a través de los inductores.
Xp Xn SAC TRV
Vmáx
neutro
[ ] [ ] [A rms] [kV rms] [kV rms]
4 2500 1700 3,10 3,81 71,64
Xp Xn SAC TRV
Vmáx
neutro
[ ] [ ] [A rms] [kV rms] [kV rms]
4 1562 1100 2,86 2,22 68,79
No.
Reactores
LT Chorrillos - Pasaje 1 C
No.
Reactores
LT Pasaje - Piura 1 C
Capacidad
trifásica
Reactancia
de reactor
fase Xp
Reactancia
de reactor
neutro Xn
Ias o SAC TRV
Voltaje
de neutro
(MVAR) ( ) ( ) (A rms) (kV rms) (kV rms)
Chorrillos -
Pasaje
Extremo de
línea Chorrillos
100 2500 800 69.79
210.5 km
Extremo de
línea Pasaje
100 2500 800 69.79
Pasaje - Piura
Extremo de
línea Pasaje
160 1563 600 68.03
337.3 km
Extremo de
línea Piura
160 1563 600 68.03
LT SIMPLE
CIRCUITO
Ubicación
16.80
19.84
19.37
14.62
Xp Xm Xn SAC TRV
Vmáx
neutro
[ ] [ ] [ ] [A rms] [kV rms] [kV rms]
7 2500 - 700 2,33 2,59 33,27
8 2500 295 - 6,12 6,55 30,43
9 2500 295 655 9,52 10,83 27,00
10 2500 295 655 28,38 33,06 34,39
Xp Xm Xn SAC TRV
Vmáx
neutro
[ ] [ ] [ ] [A rms] [kV rms] [kV rms]
7 1500 - 450 6,38 4,31 34,75
8 1500 135 - 17,38 11,80 28,01
9 1500 135 225 6,48 4,54 21,03
10 1500 200 225 40,90 29,30 28,62
No.
Reactores
LT Chorrillos - Pasaje 2 C
No.
Reactores
LT Pasaje - Piura 2 C
Edición No. 16, Issue I, Julio 2019
Tabla 3.5. Análisis de sensibilidad (LT Pasaje - Piura 500 kV)
3.1.3. Definición de configuración
A continuación se resume los resultados obtenidos del
análisis de simulaciones de transitorios electromagnéticos y
la definición de valores de inductores de fase y de neutro para
mitigación de SAC. Los valores definidos establecen una alta
probabilidad de re-cierre monofásico exitoso en un rango de
tiempo muerto de 300 a 500 milisegundos (ms).
Simple circuito
Configuración de 4 inductores
(3 inductores de fase y uno de neutro por extremo)
Tabla 3.6. Parámetros de inductores shunt y neutro para LT Simple
Circuito 500 kV
Doble circuito
Configuración de 8 inductores
(6 inductores de fase y dos de neutro por extremo)
Tabla 3.7. Parámetros de inductores shunt y neutro para LT Doble
Circuito 500 kV
4. CONCLUSIONES
La formulación matemática identifica acoplamientos
capacitivos fase - tierra y entre fases para líneas simple
circuito en EAV, los cuales pueden ser adecuadamente
compensados a través de bancos de 4 inductores (3 de fase y
uno de neutro). En el caso de una línea doble circuito en EAV,
con consideraciones de simetría perfecta de la línea se
consideran 4 grupos de capacitancias (uno entre fases, dos
entre circuitos y uno fase a tierra) los cuales deben
neutralizarse con los tres tipos de reactancia inductiva que
posee usualmente un banco de inductores (Xp, Xm y Xn).
En función del ejemplo práctico de aplicación para la
interconexión Ecuador – Perú 500 kV, se corrobora que los
valores de sintonización (reactancias) de inductor de neutro
obtenidos, brindan resultados aceptables de mitigación de
SAC lo cual se comprueba en los análisis desarrollados en
ATP. De estos análisis, se determina que la configuración de
7 inductores, brinda los mejores resultados (corrientes
cercanas a cero), le sigue la configuración de 9 inductores,
luego 8 inductores y finalmente el esquema de 10 inductores
que es una opción prácticamente descartada.
En relación a la conclusión previa, si bien la configuración
de 7 inductores es la que brindaría mejores prestaciones de
mitigación de SAC (en sintonización), la configuración de 8
inductores es la que presenta mayores facilidades para la
implementación y que representaría menores inconvenientes
operativos en caso de mantenimientos. En vista que los
resultados de este último esquema se encuentran también
dentro de los valores esperados y recomendables de SAC (A
rms), TRV (kV rms) y voltaje máximo de neutro (kV rms), se
concluye que esta es la mejor alternativa para las dos etapas
de desarrollo del proyecto de interconexión Ecuador – Perú
500 kV.
El análisis de sensibilidad en cuanto a los valores de
reactancia de neutro a utilizarse, determinó la necesidad de
definir un esquema de taps, para lo cual se plantea en este
Reactancia
de reactor
neutro Xn
SAC
Voltaje
de neutro
Reactancia
de reactor
Xm
Reactancia
de reactor
Xn
SAC
Reactancia de
reactor neutro
Xm
SAC
[Ω] [A rms] [kV rms] [Ω] [Ω] [A rms] [Ω] [A rms]
2100 13,41 78,44 1 5 42,17 5 41,85
1900 11,41 76,78 5 25 37,05 35 35,06
1700 9,05 73,25 35 125 17,59 135 17,38
1500 6,31 72,69 135 225 6,48 235 6,36
1300 3,28 70,31 235 325 18,16 335 9,14
1100 2,86 68,79 335 425 27,50 435 16,38
900 7,68 68,30 435 525 34,60 500 20,92
700 14,64 68,34 535 625 40,15 535 23,08
600 19,37 68,03 635 725 44,60 550 23,50
550 21,99 67,70 600 26,23
500 24,83 67,20
300 39,63 60,95
100 63,55 39,19
4 REACTORES (1 CIRCUITO)
9 REACTORES (2 CIRCUITOS)
8 REACTORES (2 CIRCUITOS)
+20% 13,37 15,95
2,15
+10% 15,04 17,88
2,05
800 0 16,80 19,84 1,96
+10% 18,90 22,23
1,86
-20% 21,15 24,78
1,77
+20% 16,56 12,56
2,27
+10% 19,14 14,47
2,16
550
0 21,99 16,55 2,06
-10% 25,14 26,62
1,95
LT SIMPLE
CIRCUITO
Capacidad
trifásica
[MVAR]
Reactancia
de reactor
de fase
[]
Pasaje -
Piura
160
1500
Posición de
Tap para
reactor de
neutro
SAC
[A rms]
TRV
[kV rms]
Y1/Y0
Chorrillos -
Pasaje
100
2500
Reactancia
de reactor
de neutro
[]
+20% 15,60 17,98
2,15
+10% 13,88 15,95
2,05
2x800 0 11,99 13,72 1,96
+10% 9,91 11,29
1,86
-20% 7,63 8,65
1,77
+20% 29,61 19,52
2,27
+10% 26,92 17,66
2,16
2x550
0 23,50 16,86 2,06
-10% 20,68 13,45
1,95
-20% 17,14 11,09 1,52
LT DOBLE
CIRCUITO
Y1/Y0
Chorrillos -
Pasaje
2C
2x100
2500
Pasaje -
Piura
2C
2x160
1500
Capacidad
trifásica
[MVAR]
Reactancia
de reactor
de fase
[]
Reactancia
de reactor
de neutro
[]
Posición de
Tap para
reactor de
neutro
SAC
[A rms]
TRV
[kV rms]
Saavedra et al. / Mitigación de corrientes de arco secundario en re-cierres monofásicos de líneas simple y doble circuito de Extra Alto Voltaje
trabajo una configuración de hasta dos pasos para arriba y uno
por abajo (10% por paso). Esto es necesario para precautelar
cualquier ajuste posterior, debido a variaciones en las
longitudes finales de las líneas de transmisión. Esto también
se valida considerando que los análisis determinan que los
incrementos de longitud de línea afectan en general al
incremento de la corriente de arco secundario debido al
acoplamiento inductivo.
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Electrónicas del Perú, “Control de Arco Secundario
en Fallas Monofásicas” [online].
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de aplicación de Protecciones”, Subgerencia de
Operación y Mantenimiento, Gestión de
Protecciones Instructivo 01, Marzo 2017, Pg. 1-14.
Jhery Javier Saavedra.- Nació en la
ciudad de Loja, Ecuador en 1978.
Recibió su título de Ingeniero Eléctrico
de la Escuela Politécnica Nacional de
Quito en el año 2003 y el de Magíster
en Ingeniería Eléctrica en la misma
universidad el año 2018. Actualmente
trabaja en la empresa pública de
transmisión de energía CELEC EP Transelectric en la cual
colabora en el Departamento de Planeamiento de Expansión
de la Transmisión. Sus campos de especialización son la
planificación de redes, estudios eléctricos y análisis técnicos
- económicos.
Hugo Neptalí Arcos.- Nació en Quito,
Ecuador, en 1972. Recibió su título de
Iingeniero Eléctrico de la Escuela
Politécnica Nacional en el año 1998, y
el de Doctor en Ingeniería Electrica en
la Universidad Nacional de San Juan –
Argentina en 2005. Actualmente
trabaja en la Facultad de Ingeniería
Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional de Quito como
Profesor a Tiempo Completo. Sus áreas de especialización
son máquinas eléctricas, modelación de sistemas de control
de generadores y estudios de estabilidad de sistemas de
potencia.